WO2019086735A1 - Método para el control distribuido de la frecuencia en un parque eólico offshore - Google Patents

Método para el control distribuido de la frecuencia en un parque eólico offshore Download PDF

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WO2019086735A1
WO2019086735A1 PCT/ES2018/070692 ES2018070692W WO2019086735A1 WO 2019086735 A1 WO2019086735 A1 WO 2019086735A1 ES 2018070692 W ES2018070692 W ES 2018070692W WO 2019086735 A1 WO2019086735 A1 WO 2019086735A1
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inverter
wind
voltage
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PCT/ES2018/070692
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Santiago ARNALTES GÓMEZ
José Luis RODRÍGUEZ AMENEDO
Miguel Ángel CARDIEL ÁLVAREZ
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Universidad Carlos Iii De Madrid
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    • Y02E10/70—Wind energy
    • Y02E10/76—Power conversion electric or electronic aspects

Definitions

  • the present invention pertains to the field of electric power transmission generated by a plurality of wind turbines through a DC link HVDC when the HVDC link comprises a diode rectifier station.
  • the object of the present invention is a method of operation for evacuating the active power provided by the plurality of wind turbines of a wind farm connected to an HVDC link comprising a diode rectifier station.
  • the system allows to synchronize the plurality of wind turbines and to control in a distributed way the frequency in the alternating current network of the wind farm, using for it the measurement of the reactive power generated by each wind turbine.
  • the reactive power system is distributed equally among all the wind turbines that make up the wind farm.
  • HVDC high voltage direct current
  • the HVDC technology has different advantages in relation to the HVAC (High Voltage Alternating Current) technology, among which the following can be mentioned: a) The electrical losses and the voltage drops in the HVDC link are much lower than those that occur in an HVAC link. l b) In the absence of capacitive currents in the cable in an HVDC link, the transmission capacity of the link increases significantly with respect to an HVAC link. c) The alternating current networks of the wind farm and the mainland are separated by the HVDC link, which implies an asynchronous operation of both d) The HVDC links allow greater power controllability than HVAC links.
  • HVDC-LCC Line Commuted Converter
  • HVDC-VSC Voltage Source Converter
  • IGBT self-switched electronic switches
  • Fig. 1 which describes a particular configuration of the solution described in document P201530410, represents an installation for evacuating the power generated by a wind farm (1) comprising a plurality of wind turbines (11) connected, through various lines electrical (24), to a busbar (3) three-phase alternating current.
  • This busbar (3) is in turn connected to an elevator transformer (6) of the wind farm (1) that feeds the HVDC link (40).
  • the HVDC link (40) comprises an AC / DC rectifier station (7) formed by one or more diode bridges whose DC terminals are connected to a DC link (8).
  • the DC link (8) is connected to a DC / AC inverter station (9) that evacuates the generated power to an AC electrical network (10) located on the mainland.
  • the busbar (3) of the alternating current network of the wind farm (1) is also connected to an additional element that allows the frequency control to be carried out, namely a capacitor bank (5).
  • the solution of document P201530410 allows to control frequency in the bus bar (3) by acting on the quadrature component of the current injected in said bus (3) by the wind turbines (11) of the wind farm (1).
  • Regarding the voltage, in document P201530410 it is verified that its regulation is not necessary due to the intrinsic operation of the AC / DC rectifier station (7) and the DC link (8).
  • a wind turbine (11) normally comprises a wind turbine that moves a generator (12) connected to an internal electronic power converter (110) which, in turn, is connected to a transformer (23) output elevator of the wind turbine (11).
  • the electronic power converter (11) includes: an internal electronic rectifier converter (11); an internal capacitor bank (112) connected to an output bus of said internal rectifier converter (11); an internal inverter electronic converter (1 13) whose input is connected to the mentioned DC bus; and an internal LC (1 14) filter, formed by a series-parallel combination of a reactance (L) and a capacitor (C), for the connection of the inverter electronic converter (1 13) to a low-frequency (15) network Wind turbine voltage (11).
  • the electronic rectifier converter (11 1) internal controls the generator torque (12) and therefore the speed of rotation of the wind turbine, allowing operation at variable speed. With this, the power generated by the generator (12) is transferred by the internal rectifier electronic converter (11) to the internal DC bus of the wind turbine (11). On the other hand, the internal inverter electronic converter (113) controls the voltage of said internal DC bus of the wind turbine (11). In this way it is achieved that the power discharged by the rectifier electronic converter (11 1) internal to the DC bus is instantaneously transferred by the inverter electronic inverter (113) internal to the low voltage alternating network (15) of the wind turbine (11) ).
  • this internal inverter electronic converter (1 13) allows the reactive power injected into the low voltage alternating network (15) to be controlled in a totally uncoupled manner from the active power injected by the previous method. Accordingly, it is determined that it should be possible to act on this internal inverter electronic inverter (113) to control the frequency of the alternating current network of the wind farm. In this way, it would be avoided to affect the conventional active power control of the wind turbine (11). Therefore, a distributed control solution would be possible as long as the following requirements are met: a) The control method used should not affect the production of active power of the wind turbine, avoiding energy spills. b) The distributed control employed must guarantee the synchronous operation of the wind turbines. c) Wind turbines must operate within their operating limits curve.
  • This work aims to measure the voltage in the AC bar of the diode rectifier and use a PLL (Phase Lock Loop), to obtain the angular reference required by the converters for its control.
  • the inverter inverter of the wind turbine contributes to the voltage control in the bar of the diode rectifier acting on the active power generated by the wind turbine. In this way, it is the wind turbine that must adapt to the power demand by the internal rectifier electronic converter, which implies that the wind turbine does not operate at its maximum power point and unwanted energy spills occur.
  • the proposed frequency control is an indirect control where the instantaneous reactive current that each wind turbine must provide is calculated - in a reference system measured in the AC input bar of the AC / DC rectifier station of the HVDC link - depending on the deviation of the frequency and measurements of many magnitudes throughout the wind farm.
  • This reference system is subject to disturbances, which makes this proposed frequency control very weak.
  • the present invention solves the described problems thanks to the distributed control of the frequency in the alternating current network of a wind farm connected to an HVDC link by means of a diode rectifier station.
  • the proposed invention makes use of a technique similar to that described in the application P201530410 entitled “Method and system for the control of voltage and frequency in an isolated network” developed by some of the inventors of the present application.
  • the application P201530410 whose content has been briefly described earlier in this document, explains how it is possible to control the frequency in a capacitor if the quadrature component of the voltage vector in the capacitor in a synchronous reference system that rotates to zero is maintained null. the preset speed (eg 50 Hz).
  • the application P201530410 describes how the voltage module of the capacitor bank depends on the active power balance and remains bounded when it is connected to an HVDC link by means of a diode rectifier station.
  • the present invention allows the distributed control of the frequency of the wind farm thanks to a plurality of capacitors connected to the output of the internal inverter electronic converter of each wind turbine. These are the capacitors belonging to the LC filter present at the output of each of said inverters, internal inverters of the wind turbines. In the solution proposed in this document, said capacitors exercise the functions that, in the application P201530410, exerts the only capacitor bank connected to the input bar of the AC / DC rectifier station of the HVDC link.
  • each of the internal inverters of each wind turbine inverter the same control scheme is established as in the centralized system described in the application P201530410, with the exception that the reference speed of each synchronous system depends in this case of the measurement of the reactive power in the output bar of the electronic internal power converter of each wind turbine.
  • the electronic internal power converter of a wind turbine comprises: an internal electronic rectifier converter; a DC bus connected to a bank of capacitors connected to the output of the internal electronic rectifier converter; an internal inverter electronic converter whose input is connected to the DC bus; and an LC filter, comprising an inductance and a capacitor, connected between the output of the internal inverter electronic converter and an output transformer of the wind turbine.
  • the present invention is directed to a method for distributed frequency control in an offshore wind farm.
  • the wind farm comprises a plurality of wind turbines connected in series to at least one line connected to a busbar.
  • the busbar is connected through a transformer with a DC link at high voltage.
  • the high voltage DC link comprises a diode AC / DC rectifier station connected to a DC link that evacuates the power generated by the wind farm to the power grid through an inverter station.
  • each wind turbine of the wind farm has an internal electronic power converter comprising at least one internal inverter electronic converter and a capacitor connected at a point between the output of said internal inverter electronic converter and an output transformer of the wind turbine.
  • the method of the present invention is characterized in that it also comprises the step of equalizing the frequencies generated by each wind turbine by controlling the quadrature component of the current at the output of the internal inverter electronic inverter of the wind turbine.
  • the internal voltages of the internal inverter electronic converter are acted on. This can be achieved in a conventional manner by acting on said internal inverter electronic converter to regulate the reactive current in a decoupled form of the active current.
  • This configuration has the advantage that the only large capacitor used in document P201530410 is replaced by a plurality of smaller capacitors located at the output of the internal inverter electronic converter of each wind turbine. It is also important to take into account that the capacitors located at the output of the internal inverter inverters of the wind turbines are not added to the configuration of the system, but are existing elements in the electronic converters of internal power of wind turbines. As previously mentioned, these are the capacitors of the LC network connection filter of the inverter's internal inverter electronic inverters. Therefore, this method of distributed control does not require the offshore disposition of new elements whose weight and volume could be an inconvenience.
  • the control principle consists of orienting the voltage vector to a synchronous reference axis to obtain a three-phase voltage system of the desired frequency, for example 50 Hz.
  • the stress component in the quadrature axis 1 ⁇ 4 ⁇ , is zero.
  • the regulation of the quadrature voltage in a capacitor can be carried out by means of the injection of the current in quadrature, or in other words, oriented the voltage to the reference axis, the angle of the voltage can be controlled in the synchronous reference system through the injection of reactive current.
  • the objective value of the quadrature component of the current at the output of the internal inverter electronic converter that allows to equalize the frequencies generated by each wind turbine is obtained by the following steps:
  • the regulator can in principle be of different types, although preferably a proportional-integral type regulator is used.
  • a particularly preferred embodiment of the invention further comprises adjusting the frequencies of all the wind turbines at a desired constant reference frequency.
  • the reference reactive power of all wind turbines is calculated by integrating the reference angular speed increase of a master wind turbine.
  • FIGURES Fig.1 shows a centralized voltage and frequency control system of an offshore wind farm according to the prior art.
  • Fig. 2 shows a distributed voltage and frequency control system of an offshore wind farm according to the present invention.
  • Fig. 3 shows the voltage vector at the output of each internal inverter electronic converter of each wind turbine in a synchronous reference system rotating at the angular reference 0 k .
  • Fig.4 shows the control scheme from which the angular reference 0 k is determined by measuring the reactive power Q k at the output of each internal inverter electronic converter of each wind turbine.
  • Fig. 5 shows the secondary regulation scheme that allows maintaining the frequency of the system at a constant value equal to the reference value (eg 50Hz).
  • Fig. 2 shows the diagram of a wind farm (1) comprising a plurality of wind turbines (1 1) that are formed by a wind turbine that moves a generator (12) whose power is evacuated through an electronic converter of power (1 10) internal and a transformer (23) output elevator of the wind turbine (11).
  • the internal electronic power converter (110) in turn includes: an internal electronic rectifier converter (1 1 1) connected to a direct current bus (1 12) which, in turn, is connected to an inverter electronic converter (1 13) internal.
  • This inverter electronic inverter (1 13) which has an LC filter (114) connected to its output, consisting of an inductance (L) and a capacitor (C), supplies three-phase alternating current (AC) power to the busbar.
  • the tension vector in the bar (15), also shown in Fig. 3, can be decomposed into its direct components (v kd ) and quadrature (v kq ), expressed in a reference system synchronous that rotates at angular speed ( ⁇ 3 ⁇ 4 ) and with a turning angle (9 k ).
  • the bar (15) at the output of the internal electronic power converter (1 10) is coupled to the medium voltage network of the wind farm (1) through a step-up transformer (23) of the wind turbine (11). ).
  • the wind turbines (1 1) are connected in parallel by electric cables (24) forming a medium voltage feeder until they connect to the bar (3) that, through the transformation station (6), connects with a diode rectifier station (7) of the HVDC link (40).
  • a marine wind farm (1) is composed of several medium voltage power supplies as described above.
  • a DC link (8) connects the diode rectifier station (7) with an inverter station (9), which finally pours the energy generated by the wind farm (1) to the electric network (10).
  • the capacitor bank (5) used in the centralized solution described in the application P201530410 does not appear.
  • Figure 4 shows the proposed control scheme that is implemented individually in each of the wind turbines (11) of the wind farm (1) marine.
  • the reactive power (Q k ) is measured in the output bar (15) of the internal electronic power converter (1 10) of the wind turbine (11) and compared with the reference reactive power (Q 0 ) of constant value.
  • the difference between both reactive powers is multiplied by the proportional block (k droop , 27) to obtain the increment of angular velocity ( ⁇ 3 ⁇ 4 ) of the reference system.
  • the nominal angular velocity reference ( ⁇ 0 ) of the system for example, 2 ⁇ 50 rad / s
  • the reference angular velocity ( ⁇ 3 ⁇ 4 ) of each wind turbine (11) is obtained, starting from the which is determined by integration (30) the reference angle (0 fc ) of the synchronous system. From this angle, and by measuring the instantaneous phase voltages (v ka , v kb , v kc ) in the output bar (15) of the internal electronic power converter (110) of the wind turbine (11), the components are obtained direct and quadrature of the voltage (v kd , v kq ) by transforming Park from the block (32).
  • the direct component of the voltage (v kd ) is free in the distributed control system, since it is limited by the voltage in the bar (3) of the diode rectifier station (7).
  • the voltage (v kq ) is compared to the reference ⁇ v k r ), which is taken as a null value to ensure that the voltage vector in the bar outlet (15) is oriented with the axis d shown in Fig.3.
  • the error between the measured value of the quadrature component of the voltage (v kq ) in the bar (15) and its reference is the input of the regulator (33), whose output determines the target reference value of the quadrature component of the current (i TM) at the output of the internal inverter electronic converter (113).

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Abstract

Método para el control distribuido de la frecuencia en un parque eólico, donde el parque comprende unos aerogeneradores (11) conectados a una línea (24) conectada a una barra colectora (3), donde la barra (3) está conectada por un transformador (6) con una estación rectificadora AC/DC de diodos (7) conectada con un enlace (8) DC que evacúa mediante una estación inversora (9) la energía generada por el parque eólico (1) a la red eléctrica (10). Cada aerogenerador (1 1) incluye un convertidor (110) interno que comprende un inversor (113) y un condensador (C) conectado entre la salida de dicho inversor (113) y un transformador (23) elevador de salida del aerogenerador (11). El método comprende igualar las frecuencias generadas por cada aerogenerador (11) controlando la componente cuadratura de la corriente (i kq ) a la salida del inversor (113), realizándose dicho control actuando sobre las tensiones internas del inversor (113).

Description

DESCRIPCIÓN
Método para el control distribuido de la frecuencia en un parque eólico offshore OBJETO DE LA INVENCIÓN
La presente invención pertenece al campo de la transmisión de energía eléctrica generada por una pluralidad de aerogeneradores a través de un enlace de corriente continua HVDC cuando el enlace HVDC comprende una estación rectificadora de diodos.
El objeto de la presente invención es un método de operación para evacuar la potencia activa aportada por la pluralidad de aerogeneradores de un parque eólico conectados a un enlace HVDC que comprende una estación rectificadora de diodos. Concretamente, el sistema permite sincronizar la pluralidad de aerogeneradores y controlar de forma distribuida la frecuencia en la red de corriente alterna del parque eólico, utilizando para ello la medida de la potencia reactiva generada por cada aerogenerador. Además, de esta manera la reactiva del sistema eléctrico se distribuye en partes iguales entre todos los aerogeneradores que componen el parque eólico.
ANTECENDENTES DE LA INVENCIÓN
Actualmente la tecnología más viable para interconectar los parques eólicos ubicados en alta mar con la costa, para distancias largas (>100Km), son los sistemas de transmisión de alta tensión en corriente continua HVDC (High Voltage Direct Current). Esta tecnología consiste fundamentalmente en transmitir la energía eléctrica generada por las turbinas eólicas a través de un enlace de continua de alta tensión desde el parque eólico offshore hasta la red eléctrica ubicada en tierra firme. Para ello, se utiliza al menos una estación rectificadora AC/DC en el lado del parque eólico y una estación inversora DC/AC en el lado de tierra firme entre las cuales se extiende un enlace de continua.
La tecnología HVDC presenta diferentes ventajas con relación a la tecnología HVAC (High Voltage Alternating Current), entre las que pueden mencionarse las siguientes: a) Las pérdidas eléctricas y las caídas de tensión en el enlace HVDC son muy inferiores a las que se producen en un enlace HVAC. l b) Al no existir corrientes capacitivas en el cable en un enlace HVDC, la capacidad de transmisión del enlace aumenta significativamente con respecto a un enlace HVAC. c) Las redes de corriente alterna del parque eólico y de tierra firme están separadas por el enlace HVDC, lo que implica una operación asincrona de ambas d) Los enlaces HVDC permiten una controlabilidad de potencia superior a los enlaces HVAC.
Dentro de las estaciones rectificadoras AC/DC o inversoras DC/AC de los enlaces HVDC caben destacar dos tecnologías: HVDC-LCC (Line Commuted Converter), basada en interruptores electrónicos conmutados por red (tiristores o diodos) y HVDC- VSC (Voltage Source Converter), basada en interruptores electrónicos auto- conmutados (IGBT o IGCT) dispuestos de forma modular en convertidores multinivel. Más concretamente, dentro de la tecnología HVDC-LCC las estaciones rectificadoras AC/DC de diodos son, por su sencillez y fiabilidad, la opción más adecuada para la interconexión de parques eólicos marinos a enlaces HVDC. Sin embargo, en este caso para que la estación rectificadora AC/DC funcione correctamente es necesario que la red de corriente alterna del parque eólico sea capaz de mantener la tensión y la frecuencia controlada. El mantenimiento de la tensión y la frecuencia en la red de corriente alterna del parque eólico se puede realizar mediante una solución centralizada instalando en la barra de entrada de la estación rectificadora AC/DC un banco de condensadores y un convertidor electrónico controlado en corriente cuya finalidad sea controlar la frecuencia de la tensión en este punto cerrando instantáneamente el balance de potencia reactiva. Esta solución se describe en la solicitud de patente P201530410 titulada "Método y sistema para el control de tensión y frecuencia en una red aislada", desarrollada por algunos inventores de la presente solicitud.
La Fig. 1 , que describe una configuración particular de la solución descrita en el documento P201530410, representa una instalación para evacuar la potencia generada por un parque eólico (1) que comprende una pluralidad de aerogeneradores (11) conectados, a través de diversas líneas eléctricas (24), a una barra colectora (3) de corriente alterna trifásica. Esta barra colectora (3) está a su vez conectada a un transformador elevador (6) del parque eólico (1) que alimenta al enlace HVDC (40). El enlace HVDC (40) comprende una estación rectificadora AC/DC (7) formada por uno o más puentes de diodos cuyos terminales DC se conectan a un enlace DC (8). A su vez, el enlace DC (8) está conectado a una estación inversora DC/AC (9) que evacúa la potencia generada a una red eléctrica (10) de corriente alterna situada en tierra firme. La barra colectora (3) de la red de corriente alterna del parque eólico (1) está además conectada a un elemento adicional que permite efectuar el control de la frecuencia, concretamente un banco de condensadores (5). La solución del documento P201530410 permite controlar frecuencia en la barra colectora (3) actuando sobre la componente en cuadratura de la corriente inyectada en dicha barra (3) colectora por los aerogeneradores (11) del parque eólico (1). En cuanto a la tensión, en el documento P201530410 se comprueba que no es necesaria su regulación debido al funcionamiento intrínseco de la estación rectificadora AC/DC (7) y del enlace DC (8).
Si bien esta solución centralizada resuelve el problema de mantener controlada la tensión y la frecuencia en la red interna de corriente alterna del parque eólico, tiene como inconveniente la necesidad de conectar en la barra (3) de entrada del rectificador de diodos un banco de condensadores (5). La disposición de un banco de condensadores (5) de este tipo puede constituir un inconveniente, particularmente en estaciones offshore donde el peso y el espacio disponible están muy limitados.
Una alternativa a esta propuesta es utilizar una solución distribuida donde los propios convertidores electrónicos de potencia de los aerogeneradores garanticen el control de la frecuencia en la red interna del parque.
En efecto, como se ha representado en la Fig. 1 , un aerogenerador (11) normalmente comprende una turbina eólica que mueve un generador (12) conectado a un convertidor electrónico de potencia (110) interno que, a su vez, está conectado a un transformador (23) elevador de salida del aerogenerador (11). El convertidor electrónico de potencia (1 1) incluye: un convertidor electrónico rectificador (1 11) interno; un banco de condensadores (112) interno conectado a un bus de continua de salida de dicho convertidor rectificador (1 11) interno; un convertidor electrónico inversor (1 13) interno cuya entrada está conectada al bus de continua mencionado; y un filtro LC (1 14) interno, formado por un asociación serie-paralelo de una reactancia (L) y un condensador (C), para la conexión del convertidor electrónico inversor (1 13) a una red (15) alterna de baja tensión del aerogenerador (1 1). En la operación normal, el convertidor electrónico rectificador (11 1) interno controla el par del generador (12) y por tanto la velocidad de giro de la turbina eólica, permitiendo el funcionamiento a velocidad variable. Con ello, la potencia generada por el generador (12) es transferida por el convertidor electrónico rectificador (1 11) interno al bus de continua interno del aerogenerador (1 1). Por otro lado, el convertidor electrónico inversor (113) interno controla la tensión de dicho bus de continua interno del aerogenerador (1 1). De esta manera se consigue que la potencia vertida por el convertidor electrónico rectificador (11 1) interno al bus de continua se transfiera instantáneamente mediante el convertidor electrónico inversor (113) interno a la red (15) alterna de baja tensión del aerogenerador (1 1). Además, este convertidor electrónico inversor (1 13) interno permite controlar la potencia reactiva inyectada a la red (15) alterna de baja tensión de manera totalmente desacoplada de la potencia activa que se inyecta por el método anterior. En consecuencia, se determina que debería ser posible actuar sobre este convertidor electrónico inversor (113) interno para controlar la frecuencia de la red de corriente alterna del parque eólico. De esta forma, se evitaría afectar al control de potencia activa convencional del aerogenerador (11). Por lo tanto, una solución de control distribuido sería posible siempre y cuando se cumplan los siguientes requisitos: a) El método de control empleado no debe afectar a la producción de potencia activa del aerogenerador, evitando vertidos de energía. b) El control distribuido empleado debe garantizar la operación síncrona de los aerogeneradores. c) Los aerogeneradores deben operar dentro de su curva de límites de funcionamiento.
En el pasado se han propuesto soluciones distribuidas (Blasco-Giménez, R., Ano- Villalba, S., Rodríguez-D'Derlée, J., Morant, F., & Bernal-Perez, S. (2010), "Distributed voltage and frequency control of offshore wind farms connected with a diode-based HVdc HnK', IEEE Transactions on Power Electronics, 25(12), 3095-3105) basadas en actuar sobre el nivel de tensión en la barra de entrada del rectificador de diodos para controlar el flujo de potencia activa en el enlace HVDC. Para efectuar este control en este trabajo se propone medir la tensión en la barra AC del rectificador de diodos y utilizar un PLL (Phase Lock Loop), para obtener la referencia angular que precisan los convertidores para su control. El convertidor inversor del aerogenerador contribuye al control de tensión en la barra del rectificador de diodos actuando sobre la potencia activa generada por el aerogenerador. De esta forma, es el aerogenerador el que debe adaptarse a la potencia demanda por el convertidor electrónico rectificador interno, lo que implica que el aerogenerador no opere en su punto de máxima potencia y se produzcan vertidos de energía no deseados. El control de frecuencia propuesto es un control indirecto donde se calcula la corriente reactiva instantánea que debe proporcionar cada aerogenerador - en un sistema de referencia medido en la barra de entrada AC de la estación rectificadora AC/DC del enlace HVDC - en función del desvío de frecuencia y de medidas de numerosas magnitudes a lo largo del parque eólico. Este sistema de referencia está sujeto a perturbaciones, lo cual hace que este control de frecuencia propuesto sea muy poco robusto.
Además, el envío por comunicaciones a todos los aerogeneradores de un ángulo del sistema de referencia común, y calculado mediante un PLL en la barra de entrada del rectificador, hace que la aplicación industrial de esta propuesta sea imposible de implementar en la práctica, pues no existe un sistema de comunicación capaz de enviar a todos los aerogeneradores del parque eólico la posición angular del vector de tensión, que gira a 50 Hz, con la latencia necesaria. Por ejemplo, con una latencia en las comunicaciones de 5 ms el error angular sería de 90°. Y aún más, un fallo en las comunicaciones implicaría la parada del parque eólico. Otro trabajo más reciente (Prignitz, C, Eckel, H. G., Achenbach, S., Augsburger, F., & Schón, A. (2016, June). FixReF, "A control strategy for offshore wind farms with different wind turbine types and diode rectifier HVDC transmission" , Power Electronics for Distributed Generation Systems (PEDG), 2016 IEEE 7th International Symposium on (pp. 1-7), IEEE) propone utilizar también una referencia angular común para todos los aerogeneradores, pero en este caso utilizando una señal GPS (Global Positioning System). El sistema de control se basa en inyectar una corriente orientada a este sistema de referencia global, de tal forma que la potencia activa entregada por el convertidor electrónico inversor interno sea la misma que la generada por la turbina eólica. De esta forma no se producen vertidos de energía y la turbina eólica opera de forma convencional intentando extraer la máxima energía del recurso eólico disponible. En este control los ángulos de las tensiones en cada nudo de los aerogeneradores quedan libres, ya que son una consecuencia de la corriente inyectada. El nivel de tensión, no obstante, está acotado por el convertidor electrónico rectificador interno, pero su ángulo puede variar significativamente implicando intercambios de potencia reactiva que pueden exceder los límites de funcionamiento del convertidor electrónico inversor interno. Para evitar esto los autores de este trabajo proponen un control proporcional donde la componente reactiva de la corriente inyectada por cada convertidor electrónico rectificador interno se calcula en función de la componente q de la tensión en cada nudo. De esta forma se acota el intercambio de potencia reactiva intercambiada por los aerogeneradores, aunque la solución no sea óptima.
Esta solución, a diferencia de la anterior, evita actuar sobre el canal de potencia del aerogenerador pero presenta el inconveniente de usar una referencia angular común impuesta por comunicación satelital. En caso de algún fallo en el sistema de recepción de la señal GPS el parque eólico dejaría de funcionar.
Por esta razón se hace necesario desarrollar un método y un sistema de control distribuido capaz de mantener la frecuencia en la red de corriente alterna de un parque eólico conectado a un enlace HVDC mediante un rectificador de diodos que cumpla los siguientes requisitos: a) Que no dependa de los sistemas de comunicación. b) Que evite actuar sobre el canal de control de potencia activa de los aerogeneradores. c) Que permita sincronizar de forma estable los convertidores de cada aerogenerador. d) Que mantenga el intercambio de potencia reactiva en valores óptimos y dentro de los límites de funcionamiento de cada aerogenerador.
DESCRIPCION DE LA INVENCIÓN
La presente invención resuelve los problemas descritos gracias al control distribuido de la frecuencia en la red de corriente alterna de un parque eólico conectado a un enlace HVDC mediante una estación rectificadora de diodos. La invención propuesta hace uso de una técnica similar a la descrita en la solicitud P201530410 titulada "Método y sistema para el control de tensión y frecuencia en una red aislada" desarrollada por algunos de los inventores de la presente solicitud. La solicitud P201530410, cuyo contenido se ha descrito brevemente con anterioridad en este documento, explica cómo es posible controlar la frecuencia en un condensador si se mantiene nula la componente en cuadratura del vector de tensión en el condensador en un sistema de referencia síncrono que gira a la velocidad prestablecida (p. ej 50 Hz). Esto se consigue actuando sobre la componente en cuadratura de la corriente inyectada en la red aislada. Cuando se aplica esta estrategia de control, la frecuencia en el condensador se mantiene constante si la potencia reactiva del condensador se mantiene constante. Además, el ángulo de referencia del sistema síncrono se obtiene integrando una señal de referencia de velocidad de giro ω0 constante. Por otra parte, con relación a la tensión, la solicitud P201530410 describe cómo el módulo de la tensión del banco de condensadores depende del balance de potencia activa y permanece acotado cuando se conecta a un enlace HVDC mediante una estación rectificadora de diodos.
La presente invención permite el control distribuido de la frecuencia del parque eólico gracias a una pluralidad de condensadores conectados a la salida del convertidor electrónico inversor interno de cada aerogenerador. Se trata de los condensadores pertenecientes al filtro LC presente a la salida de cada uno de dichos convertidores electrónicos inversores internos de los aerogeneradores. En la solución que se propone en este documento, dichos condensadores ejercen las funciones que, en la solicitud P201530410, ejerce el único banco de condensadores conectado a la barra de entrada de la estación rectificadora AC/DC del enlace HVDC. Es decir, en cada uno de los convertidores electrónicos inversores internos de cada aerogenerador se establece el mismo esquema de control que en el sistema centralizado descrito en la solicitud P201530410, con la salvedad de que la velocidad de referencia de cada sistema síncrono depende en este caso de la medida de la potencia reactiva en la barra de salida del convertidor electrónico de potencia interno de cada aerogenerador.
En este contexto, nótese que los mencionados condensadores forman parte del filtro LC dispuesto a la salida del convertidor electrónico inversor interno integrado en el convertidor electrónico de potencia interno de los aerogeneradores. Más concretamente, como se describió con anterioridad en este documento, el convertidor electrónico de potencia interno de un aerogenerador comprende: un convertidor electrónico rectificador interno; un bus de continua conectado a un banco de condensadores conectado a la salida del convertidor electrónico rectificador interno; un convertidor electrónico inversor interno cuya entrada está conectada al bus de continua; y un filtro LC, que comprende una inductancia y un condensador, conectado entre la salida del convertidor electrónico inversor interno y un transformador de salida del aerogenerador.
Por tanto, la presente invención está dirigida a un método para el control distribuido de la frecuencia en un parque eólico offshore. El parque eólico comprende una pluralidad de aerogeneradores conectados en serie a al menos una línea conectada a una barra colectora. A su vez, la barra colectora está conectada a través de un transformador con un enlace de corriente continua a alta tensión. El enlace de corriente continua a alta tensión comprende una estación rectificadora AC/DC de diodos conectada con un enlace DC que evacúa a través de una estación inversora la energía generada por el parque eólico a la red eléctrica. Además, como se ha mencionado con anterioridad, es conocido que cada aerogenerador del parque eólico presenta un convertidor electrónico de potencia interno que comprende al menos un convertidor electrónico inversor interno y un condensador conectado en un punto entre la salida de dicho convertidor electrónico inversor interno y un transformador de salida del aerogenerador.
Pues bien, el método de la presente invención se caracteriza por que además comprende el paso de igualar las frecuencias generadas por cada aerogenerador mediante el control de la componente en cuadratura de la corriente a la salida del convertidor electrónico inversor interno del aerogenerador. Para controlar la componente en cuadratura de la corriente a la salida del convertidor electrónico inversor interno, se actúa sobre las tensiones internas del convertidor electrónico inversor interno. Esto se puede conseguir de forma convencional actuando sobre dicho convertidor electrónico inversor interno para regular la corriente reactiva de forma desacoplada de la corriente activa.
Esta configuración presenta la ventaja de que se sustituye el único condensador de gran tamaño utilizado en el documento P201530410 por una pluralidad de condensadores más pequeños ubicados a la salida del convertidor electrónico inversor interno de cada aerogenerador. Es importante tener en cuenta, además, que los condensadores ubicados a la salida de los convertidores electrónicos inversores internos de los aerogeneradores no son unos elementos añadidos a la configuración del sistema, sino que son elementos existentes en los convertidores electrónicos de potencia internos de los aerogeneradores. Como se ha comentado con anterioridad, son los condensadores del filtro LC de conexión a red de los convertidores electrónicos inversores internos de los aerogeneradores. Por tanto, este método de control distribuido no requiere la disposición offshore de nuevos elementos cuyo peso y volumen podrían constituir un inconveniente.
Tomando como referencia la Fig. 3, el principio de control consiste en orientar el vector de tensión a un eje de referencia síncrono para obtener un sistema trifásico de tensiones de la frecuencia deseada, por ejemplo 50 Hz. Para ello, según puede deducirse de la citada figura, es necesario que la componente de tensión en el eje en cuadratura, ¼<,, sea cero. Por otro lado, se demuestra que la regulación de la tensión en cuadratura en un condensador puede realizarse mediante la inyección de la corriente en cuadratura, o en otras palabras, orientada la tensión al eje de referencia, se puede controlar el ángulo de la tensión en el sistema de referencia síncrono mediante la inyección de corriente reactiva.
Este principio, que ya se empleaba en la solicitud P201530410, sobre el control centralizado de frecuencia, requiere una modificación sustancial para emplearse en el control distribuido de frecuencia. Efectivamente, mediante el método anterior tendremos una pluralidad de aerogeneradores generando una tensión de la frecuencia deseada. Pero el acoplamiento en paralelo de los citados aerogeneradores requiere, además, que se acoplen a la red con el ángulo de tensión necesario para establecer la inyección de potencia a la red. Por este motivo, al método anterior de frecuencia constante se le añade ahora una variación de frecuencia con el fin de mover el eje de referencia hasta alcanzar las diferencias angulares necesarias entre los aerogeneradores del parque eólico. Esta variación de frecuencia se obtiene en el método aquí propuesto a partir del incremento de la potencia reactiva inyectada por el aerogenerador multiplicado por una ganancia. De esta forma, un incremento de la potencia del aerogenerador, como consecuencia de un incremento de la velocidad del viento, producirá una variación de la potencia reactiva demandada por la red, que a su vez afectará a la regulación de frecuencia. El regulador de tensión de eje transverso compensará esta variación de frecuencia modificando la potencia reactiva inyectada por el aerogenerador. Pero, además, es necesario cambiar el ángulo de la tensión respecto de la red como consecuencia del incremento de potencia. Para ello, se tomará el incremento de reactiva que ha sido necesario aplicar para compensar la variación de frecuencia y se obtendrá una variación de la frecuencia hasta obtener el ángulo de operación necesario. Esta operación en el conjunto de aerogeneradores conlleva a una operación síncrona de los mismos con el ángulo de tensión requerido. Por otra parte, dado que en régimen permanente todos los aerogeneradores generan la misma frecuencia, en el esquema de control propuesto esto implica que todos suministran la misma potencia reactiva, con lo que se consigue un reparto equitativo entre todos los aerogeneradores de la potencia reactiva demanda por el sistema eléctrico del parque eólico. De esta manera, si el sistema está bien dimensionado, se asegura que los aerogeneradores funcionen siempre dentro de los límites de operación admisibles.
De acuerdo con una realización preferida de la invención, el valor objetivo de la componente en cuadratura de la corriente a la salida del convertidor electrónico inversor interno que permite igualar las frecuencias generadas por cada aerogenerador se obtiene mediante los siguientes pasos:
- Medir la potencia reactiva en la barra de salida del convertidor electrónico de potencia interno del aerogenerador y compararla con una potencia reactiva de referencia de valor constante.
- Multiplicar la diferencia de ambas potencias reactivas por un bloque proporcional para obtener un incremento de velocidad angular de referencia de la tensión del aerogenerador.
- Sumar al incremento de velocidad angular de referencia obtenido una referencia de velocidad angular nominal para obtener una velocidad angular de referencia de la tensión en la barra de salida del convertidor electrónico de potencia interno del aerogenerador.
- Integrar la velocidad angular de referencia de la tensión en la barra de salida del convertidor electrónico de potencia interno del aerogenerador para obtener un ángulo de referencia del sistema síncrono. - Medir las tensiones instantáneas de fase en la barra de salida del convertidor electrónico de potencia interno del aerogenerador y aplicar a las mismas la transformación de Park con el ángulo de referencia para obtener las componentes directa y en cuadratura del vector de tensión.
- Comparar la componente en cuadratura de la tensión con una tensión de referencia de valor nulo.
- Introducir la diferencia o error entre la componente en cuadratura de la tensión y la referencia de valor nulo en un regulador para determinar el valor objetivo de la componente en cuadratura de la corriente a la salida del convertidor electrónico inversor interno del aerogenerador. El regulador puede en principio ser de diferentes tipos, aunque preferentemente se utiliza un regulador de tipo proporcional-integral.
- Finalmente, actuar sobre las tensiones internas del convertidor electrónico inversor interno para ajusfar la componente en cuadratura de la corriente a la salida de dicho convertidor electrónico inversor interno del aerogenerador al valor objetivo determinado en el paso anterior.
- Todo lo anterior permite finalmente obtener la frecuencia deseada y el ángulo requerido para la operación síncrona de los aerogeneradores.
Este procedimiento de control se lleva a cabo para cada uno de los aerogeneradores del parque eólico. En función de las fluctuaciones en la potencia activa aportada por cada aerogenerador, se producirán fluctuaciones de potencia reactiva y, por tanto, de frecuencia en las respectivas barras de salida de los aerogeneradores. Sin embargo, las frecuencias en las barras de salida de todos los aerogeneradores tenderán, en régimen permanente, a converger a una determinada frecuencia. Esta frecuencia de régimen permanente puede alejarse ligeramente de la frecuencia de referencia deseada, por ejemplo 50 Hz. Por ello, una realización particularmente preferida de la invención comprende además ajusfar las frecuencias de todos los aerogeneradores a una frecuencia constante de referencia deseada. Para ello, se calcula la potencia reactiva de referencia de todos los aerogeneradores mediante la integración del incremento de velocidad angular de referencia de un aerogenerador maestro.
BREVE DESCRIPCION DE LAS FIGURAS La Fig.1 muestra un sistema de control centralizado de tensión y frecuencia de un parque eólico offshore de acuerdo con la técnica anterior.
La Fig. 2 muestra un sistema de control distribuido de tensión y frecuencia de un parque eólico offshore de acuerdo con la presente invención.
La Fig. 3 muestra el vector de tensión a la salida de cada convertidor electrónico inversor interno de cada aerogenerador en un sistema de referencia síncrono girando a la referencia angular 0k.
La Fig.4 muestra el esquema de control a partir del cual se determina la referencia angular 0k midiendo la potencia reactiva Qk a la salida de cada convertidor electrónico inversor interno de cada aerogenerador. La Fig. 5 muestra el esquema de regulación secundaria que permite mantener la frecuencia del sistema en un valor constante e igual al de referencia (p.ej 50Hz).
REALIZACIÓN PREFERENTE DE LA INVENCIÓN Se describe a continuación un ejemplo particular de acuerdo con la presente invención donde se aprecian los diferentes elementos que componen el sistema y los diferentes pasos del procedimiento de control propuesto.
La Fig. 2 muestra el esquema de un parque eólico (1) marino que comprende una pluralidad de aerogeneradores (1 1) que están formados por una turbina eólica que mueve un generador (12) cuya potencia se evacúa a través de un convertidor electrónico de potencia (1 10) interno y un transformador (23) elevador de salida del aerogenerador (1 1). El convertidor electrónico de potencia (110) interno a su vez incluye: un convertidor electrónico rectificador (1 1 1) interno conectado a un bus de corriente continua (1 12) que, a su vez, está conectado a un convertidor electrónico inversor (1 13) interno. Este convertidor electrónico inversor (1 13) interno, que tiene conectado a su salida un filtro LC (114) formado por una inductancia (L) y un condensador (C), suministra energía eléctrica de corriente alterna (AC) trifásica a la barra de baja tensión (15) interna del aerogenerador (1 1). El vector de tensión en la barra (15), mostrado también en la Fig. 3, puede descomponerse en sus componentes directa (vkd) y cuadratura (vkq), expresadas en un sistema de referencia síncrono que gira a la velocidad angular (ω¾) y con un ángulo de giro (9k).
Como se ha comentado, la barra (15) a la salida del convertidor electrónico de potencia (1 10) interno se acopla a la red de media tensión del parque eólico (1) a través de un transformador elevador (23) del aerogenerador (11). Así, los aerogeneradores (1 1) se van conectando en paralelo mediante cables eléctricos (24) formando un alimentador de media tensión hasta llegar a conectar con la barra (3) que, a través de la estación de transformación (6), conecta con una estación rectificadora de diodos (7) del enlace HVDC (40). Habitualmente, un parque eólico (1) marino lo componen varios alimentadores de media tensión como los descritos anteriormente. Un enlace DC (8) conecta la estación rectificadora de diodos (7) con una estación inversora (9), la cual finalmente vierte la energía generada por el parque eólico (1) a la red (10) eléctrica. Como se puede apreciar, en esta configuración no aparece el banco de condensadores (5) usado en la solución centralizada descrita en la solicitud P201530410.
En la Fig. 4 se muestra el esquema de control propuesto que se implementa individualmente en cada uno de los aerogeneradores (11) del parque eólico (1) marino. Inicialmente se mide la potencia reactiva (Qk) en la barra de salida (15) del convertidor electrónico de potencia (1 10) interno del aerogenerador (11) y se compara con la potencia reactiva de referencia (Q0) de valor constante. La diferencia se ambas potencias reactivas se multiplica por el bloque proporcional (kdroop , 27) para obtener el incremento de velocidad angular (Δω¾) del sistema de referencia. A este incremento se le suma la referencia de velocidad angular nominal (ω0) del sistema (por ejemplo, 2π50 rad/s) y se obtiene la velocidad angular de referencia (ω¾) de cada aerogenerador (11), a partir de la cual se determina por integración (30) el ángulo de referencia (0fc) del sistema síncrono. A partir de este ángulo, y midiendo las tensiones instantáneas de fase (vka, vkb , vkc) en la barra de salida (15) del convertidor electrónico de potencia (110) interno del aerogenerador (11), se obtienen las componentes directa y cuadratura de la tensión (vkd , vkq) mediante la transformación de Park del bloque (32).
La componente directa de la tensión (vkd) queda libre en el sistema de control distribuido, pues está limitada por la tensión en la barra (3) de la estación rectificadora de diodos (7). Sin embargo, la tensión (vkq) se compara con la referencia {vk r ), que se toma con valor nulo para asegurar que el vector de tensión en la barra de salida (15) esté orientado con el eje d mostrado en la Fig.3. El error entre el valor medido de la componente en cuadratura de la tensión (vkq) en la barra (15) y su referencia es la entrada del regulador (33), cuya salida determina el valor objetivo de referencia de la componente en cuadratura de la corriente (i™ ) a la salida del convertidor electrónico inversor (113) interno.
Cuando se lleva a cabo el control distribuido propuesto en la presente invención, se consigue la operación síncrona de los aerogeneradores (1 1) a través de la acción proporcional kdroop . El sistema alcanza un punto de equilibrio a una frecuencia diferente, pero próxima, a la de referencia (p.ej. 50 Hz). En este caso, el incremento de velocidad angular del sistema de referencia (Δω¾) es igual para todos los aerogeneradores (1 1) y toma un valor diferente de cero. Por otro lado, si las constantes proporcionales kdroop son iguales, la potencia reactiva intercambiada por todos los aerogeneradores (1 1) también es la misma lo cual garantiza, si el sistema está bien diseñado, que no se sobrepasan los límites de funcionamiento de los aerogeneradores (11), pues los aerogeneradores (11) comparten de forma equitativa la demanda total de reactiva del sistema eléctrico del parque eólico (1).
Si además se desease restituir la frecuencia a su valor de referencia, es posible aplicar un sistema de control secundario a un aerogenerador (11) determinado, que actuará como aerogenerador "maestro". En este aerogenerador (11) maestro, el incremento de velocidad angular (Δα½) pasa por un bloque integrador (ksec , 36) y se calcula la potencia reactiva de referencia (Q0) que se transmite al resto de aerogeneradores (1 1). El hecho de utilizar una acción integral sobre el incremento de velocidad angular (Δω¾) garantiza que en régimen permanente su valor será nulo (Αωίι = 0) . De esta forma se garantiza que la frecuencia alcanza su valor de referencia modificando el valor de la potencia reactiva (Q0) que será la misma en todos los aerogeneradores (1 1) cuando se alcance el régimen permanente.

Claims

REIVINDICACIONES
1. Método para el control distribuido de la frecuencia en un parque eólico offshore, donde el parque eólico (1) comprende una pluralidad de aerogeneradores (11) conectados en paralelo a al menos una línea (24) conectada a una barra colectora (3), donde la barra colectora (3) está conectada a través de un transformador (6) con un enlace HVDC (40), donde el enlace HVDC (40) comprende una estación rectificadora AC/DC de diodos (7) conectada con un enlace DC (8) que evacúa a través de una estación inversora (9) la energía generada por el parque eólico (1) a la red eléctrica (10), donde cada aerogenerador (1 1) comprende un convertidor electrónico de potencia (1 10) interno que comprende al menos un convertidor electrónico inversor (1 13) interno y un condensador (C) conectado en un punto entre la salida de dicho convertidor electrónico inversor (113) interno y un transformador (23) elevador de salida del aerogenerador (11),
caracterizado por que comprende el paso de igualar las frecuencias generadas por cada aerogenerador (11) mediante el control de la componente en cuadratura de la corriente (ikq) a la salida del convertidor electrónico inversor (1 13) interno del aerogenerador (11), donde el control de la componente en cuadratura de la corriente (ikq) a la salida del convertidor electrónico inversor (113) interno se realiza actuando sobre las tensiones internas del convertidor electrónico inversor (1 13) interno.
2. Método de acuerdo con la reivindicación 1 , donde un valor objetivo (i™/) de la componente en cuadratura de la corriente (ikq) a la salida del convertidor electrónico inversor (113) interno que permite igualar las frecuencias generadas por cada aerogenerador (1 1) se obtiene mediante los siguientes pasos, para cada aerogenerador (1 1):
- medir la potencia reactiva (Qk) en la barra de salida (15) del convertidor electrónico de potencia (1 10) interno del aerogenerador (1 1) y compararla con una potencia reactiva de referencia (Q0) de valor constante;
- multiplicar la diferencia de ambas potencias reactivas (Qk , Q0 ) por un bloque proporcional (27) para obtener un incremento de velocidad angular de referencia
(Δω¾) de la tensión del aerogenerador (11);
- sumar al incremento de velocidad angular de referencia (Δω¾) obtenido una referencia de velocidad angular nominal (ω0) para obtener una velocidad angular de referencia (ω¾) de la tensión en la barra de salida (15) del convertidor electrónico de potencia (110) interno del aerogenerador (1 1);
- integrar (30) la velocidad angular de referencia (ω¾) de la tensión en la barra de salida (15) del convertidor electrónico de potencia (110) interno del aerogenerador (1 1) para obtener un ángulo de referencia (0fc);
- medir unas tensiones instantáneas de fase (vka, vkb , vkc) de la tensión en la barra de salida (15) del convertidor electrónico de potencia (110) interno del aerogenerador (11) y aplicar a las mismas la transformación de Park (32) para obtener las componentes directa y en cuadratura de la tensión (vkd , vkq);
- comparar la componente en cuadratura de la tensión (vkq) con una tensión de referencia {vk r ) de valor nulo;
- introducir la diferencia entre la componente en cuadratura de la tensión (vkq) y la referencia {vk e ) de valor nulo en un regulador (33) para determinar el valor objetivo (ik r ) de la componente en cuadratura de la corriente (ikq) a la salida del convertidor electrónico inversor (113) del aerogenerador (11);
- actuar sobre las tensiones internas del convertidor electrónico inversor (113) interno para ajusfar la componente en cuadratura de la corriente (ikq) a la salida del convertidor electrónico inversor (1 13) interno del aerogenerador (1 1) al valor objetivo {ik r q ) determinado en el paso anterior.
3. Método de acuerdo con la reivindicación 2, que además comprende ajusfar las frecuencias de todos los aerogeneradores (11) a una frecuencia constante de referencia mediante el paso de:
- calcular la potencia reactiva de referencia (Q0) de todos los aerogeneradores (1 1) mediante la integración del incremento de velocidad angular de referencia (A<u½) de un aerogenerador (1 1) maestro.
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