ES2909344T3

ES2909344T3 - Sistema y método para evitar el colapso de tensión de los sistemas de potencia de turbinas eólicas conectadas a una red eléctrica

Info

Publication number: ES2909344T3
Application number: ES18190575T
Authority: ES
Inventors: Robert Gregory Wagoner; Zhuohui Tan; Weihao Zhou; Nithya Anand
Original assignee: General Electric Co
Current assignee: General Electric Co
Priority date: 2017-09-04
Filing date: 2018-08-23
Publication date: 2022-05-06
Anticipated expiration: 2038-08-23
Also published as: US10871145B2; BR102018067708A2; EP3451481B1; US20190072073A1; DK3451481T3; CN109424502A; CN109424502B; BR102018067708B1; EP3451481A1

Abstract

Un método (300) para evitar el colapso de tensión de un sistema de potencia de turbina eólica (200) conectado a una red eléctrica (265), el método (300) comprende: recibir (302), a través de un controlador (202) del sistema de potencia de turbina eólica (200), un valor de potencia en un punto de acoplamiento común del sistema de potencia de turbina eólica (200) y un valor de tensión en el punto de acoplamiento común; determinar (304), a través del controlador (202), un punto de referencia de ciclo límite del sistema de potencia de turbina eólica (200) en función del valor de potencia y del valor de tensión, siendo el punto de referencia de ciclo límite representativo de una proximidad del valor de potencia y del valor de tensión a un punto operativo en el que se produce el colapso de tensión; comparar (306) el punto de referencia del ciclo límite con al menos un umbral predeterminado; si el punto de referencia del ciclo límite es mayor que el al menos un umbral predeterminado (308), determinar (310) un valor delta para al menos un comando del sistema de potencia de turbina eólica (200); determinar (312) al menos un comando actualizado basado en el valor delta y el al menos un comando; y operar (314) el sistema de potencia de turbina eólica (200) en función del al menos un comando actualizado; caracterizado porque el punto de referencia del ciclo límite se determina basándose en la acumulación de los productos formados por una multiplicación respectiva de dos vectores sucesivos de potencia-tensión de una serie de vectores de potencia-tensión, cada vector de potencia-tensión correspondiente a un período de tiempo discreto y comprendiendo un valor de potencia en el punto de acoplamiento común y un valor de tensión en el punto de acoplamiento común como elementos respectivos.

Description

DESCRIPCIÓN

Sistema y método para evitar el colapso de tensión de los sistemas de potencia de turbinas eólicas conectadas a una red eléctrica

[0001] La presente divulgación se refiere en general a turbinas eólicas y, más concretamente, a sistemas y métodos para evitar el colapso de tensión de los sistemas de potencia de turbinas eólicas conectadas a una red eléctrica.

[0002] La potencia eólica está considerada como una de las fuentes de energía más limpias y respetuosas con el medio ambiente que existen en la actualidad, y las turbinas eólicas han ganado cada vez más atención en este sentido. Una turbina eólica moderna suele incluir una torre, un generador, una multiplicadora, una góndola y una o varias palas del rotor. Las palas del rotor capturan la energía cinética del viento utilizando principios de perfil alar conocidos. Por ejemplo, las palas del rotor suelen tener el perfil alar de una sección transversal tal que, durante el funcionamiento, el aire fluye sobre la pala produciendo una diferencia de presión entre los lados. En consecuencia, una fuerza de sustentación, que se dirige desde un lado de presión hacia un lado de succión, actúa sobre la pala. La fuerza de sustentación genera un par de torsión en el eje del rotor principal, que se acopla a un generador para producir electricidad.

[0003] Durante el funcionamiento, el viento impacta en las palas del rotor de la turbina eólica y las palas transforman la energía eólica en un par mecánico de rotación que acciona de forma rotativa un eje de baja velocidad. El eje de baja velocidad está configurado para accionar la multiplicadora que, posteriormente, aumenta la baja velocidad de rotación del eje de baja velocidad para accionar un eje de alta velocidad a una velocidad de rotación mayor. El eje de alta velocidad está generalmente acoplado de forma rotativa a un generador para accionar de forma rotativa un rotor del generador. Como tal, el rotor del generador puede inducir un campo magnético giratorio y una tensión dentro de un estator del generador que está acoplado magnéticamente al rotor del generador. En ciertas configuraciones, la potencia eléctrica asociada puede transmitirse a un transformador de turbina que suele estar conectado a una red eléctrica a través de un interruptor de red. Así, el transformador de la turbina eleva la amplitud de la tensión de la potencia eléctrica de manera que la potencia eléctrica transformada puede transmitirse posteriormente a la red eléctrica.

[0004] En muchas turbinas eólicas, el rotor del generador puede estar acoplado eléctricamente a un convertidor de potencia bidireccional que incluye un convertidor del lado del rotor unido a un convertidor del lado de la línea a través de un enlace de CC regulado. Más concretamente, algunas turbinas eólicas, como los generadores de inducción doblemente alimentados accionados por el viento (DFIG) o los sistemas de conversión de potencia total, pueden incluir un convertidor de potencia con una topología CA-CC-CA como, por ejemplo, se describe en EP 2 419983 A1 y US 8823 191 B1.

[0005] Además, una pluralidad de las turbinas eólicas puede estar dispuesta en una ubicación geológica predeterminada y conectada eléctricamente entre sí para formar un parque eólico como, por ejemplo, se describe en EP 2662944 A1. En algunos casos, cada una de las turbinas eólicas de un parque eólico puede estar conectada individualmente a la red eléctrica a través de un transformador de aislamiento de la red. Además, el parque eólico puede estar conectado a la red eléctrica a través de un transformador de subestación. Además, las turbinas eólicas pueden estar dispuestas en una o más agrupaciones y cada una de ellas estar conectada a la red eléctrica a través de un transformador de agrupación común.

[0006] Para cualquiera de los sistemas de turbinas eólicas mencionados, una red eléctrica débil puede crear riesgos de oscilaciones de potencia y/o voltaje, así como inestabilidad transitoria de la tensión durante la recuperación de la avería. En consecuencia, se agradecería en la técnica una metodología de control para evitar el colapso de tensión de dichos sistemas de potencia de turbinas eólicas.

[0007] Varios aspectos y ventajas de la invención se expondrán en parte en la siguiente descripción, o pueden resultar claros a partir de la descripción, o pueden aprenderse mediante la práctica de la invención.

[0008] En un aspecto, la presente materia se dirige a un método para prevenir el colapso de tensión de un sistema de potencia de turbina eólica conectado a una red eléctrica. El método incluye recibir, a través de un controlador del sistema de potencia de turbina eólica, un valor de potencia en un punto de acoplamiento común y un valor de tensión en el punto de acoplamiento común del sistema de potencia de turbina eólica. El método también incluye la determinación, a través del controlador, de un punto de referencia de ciclo límite ("limit cycle reference point”) del sistema de potencia de turbina eólica en función del valor de potencia y del valor de tensión. Tal y como se utiliza aquí, el punto de referencia de ciclo límite es representativo de una proximidad del valor de potencia y del valor de tensión a un punto operativo en el que se produce un colapso de tensión. El punto de referencia del ciclo límite se determina basándose en la acumulación de productos formados por una multiplicación respectiva de dos vectores sucesivos de potencia-tensión de una serie de vectores de potencia-tensión, cada vector de potencia-tensión correspondiente a un período de tiempo discreto y comprendiendo un valor de potencia en el punto de acoplamiento común y un valor de tensión en el punto de acoplamiento común como elementos respectivos. El método incluye además la comparación del punto de referencia del ciclo límite con al menos un umbral predeterminado. Si el punto de referencia del ciclo límite es mayor que el al menos un umbral predeterminado, el método incluye determinar un valor delta para al menos un comando del sistema de potencia de turbina eólica. Además, el método incluye la determinación de al menos un comando actualizado basado en el valor delta y el al menos un comando. Como tal, el método también incluye el funcionamiento del sistema de potencia de turbina eólica basado en el al menos un comando actualizado.

[0009] En otras realizaciones, el o los umbrales predeterminados pueden incluir un primer umbral predeterminado y/o un segundo umbral predeterminado. En dichas realizaciones, el método puede incluir la adición del valor de potencia delta a al menos uno de los comandos de potencia o a un limitador de potencia del sistema de potencia de turbina eólica si el punto de referencia del ciclo límite es mayor que el primer umbral predeterminado. Además, el método puede incluir la adición del valor de potencia delta a uno o más coeficientes de ganancia de un regulador de tensión del sistema de potencia de turbina eólica si el punto de referencia del ciclo límite es menor que el primer umbral predeterminado y mayor que el segundo umbral predeterminado. En otras realizaciones, el método puede incluir la implementación de una acción correctiva si el punto de referencia del ciclo límite es mayor que un umbral de daño.

[0010] En varias realizaciones, el punto de funcionamiento puede corresponder a un valor en una curva del valor de la tensión frente al valor de la potencia en la que una pendiente de la curva es sustancialmente vertical. En dichas realizaciones, la etapa de funcionamiento del sistema de alimentación de turbina eólica basada en lo(s) comando(s) actualizado(s) puede incluir la minimización de un área de la curva representativa de un ciclo límite para maximizar la potencia evitando el colapso de tensión.

[0011] En ciertas realizaciones, la red eléctrica puede ser una red débil, que se caracteriza por tener corrientes de cortocircuito dentro de un rango predeterminado de corrientes de cortocircuito del sistema de potencia de turbina eólica. Por ejemplo, en una realización, el rango predeterminado puede incluir relaciones entre las corrientes de cortocircuito de la red eléctrica y las corrientes de cortocircuito del sistema de potencia de turbina eólica de aproximadamente 0,8 a aproximadamente 1,2.

[0012] En otro aspecto, la presente divulgación está dirigida a un sistema para prevenir el colapso de tensión de un sistema de potencia de turbina eólica conectado a una red eléctrica. El sistema incluye uno o más sensores para supervisar un valor de potencia en un punto de acoplamiento común y un valor de tensión en el punto de acoplamiento común del sistema de alimentación de turbina eólica, y un controlador acoplado comunicativamente a los uno o más sensores. El controlador está configurado para realizar operaciones, incluyendo la determinación de un punto de referencia de ciclo límite del sistema de potencia de turbina eólica en función del valor de potencia y del valor de tensión, el punto de referencia de ciclo límite representativo de una proximidad del valor de potencia y del valor de tensión a un punto operativo en el que se produce el colapso de tensión, en el que el controlador está configurado para determinar el punto de referencia de ciclo límite basado en la acumulación de productos formados por una multiplicación respectiva de dos vectores potencia-tensión sucesivos de una serie de vectores potencia-tensión, cada vector potencia-tensión correspondiente a un período de tiempo discreto y que comprende un valor de potencia en el punto de acoplamiento común y un valor de tensión en el punto de acoplamiento común como elementos respectivos, comparando el punto de referencia del ciclo límite con al menos un umbral predeterminado, si el punto de referencia del ciclo límite es mayor que el al menos un umbral predeterminado, determinando un valor delta para al menos un comando del sistema de potencia de turbina eólica, determinando al menos un comando actualizado basado en el valor delta y el al menos un comando, y operando el sistema de potencia de turbina eólica basado en el al menos un comando actualizado.

[0013] Debe entenderse que el sistema puede incluir además cualquiera de las características adicionales descritas en el presente documento. Además, el sistema de energía de turbina eólica puede incluir un parque eólico que tenga una o más turbinas eólicas conectadas a la red eléctrica. Como tal, cada una de las turbinas eólicas puede estar conectada a la red eléctrica a través de un transformador de turbina. Además, el parque eólico puede estar conectado a la red eléctrica a través de un transformador de subestación. Además, las turbinas eólicas pueden estar dispuestas en uno o varios grupos que se conectan a la red eléctrica a través de un transformador de grupo común.

[0014] Varias características, aspectos y ventajas de la presente invención se entenderán mejor con referencia a la siguiente descripción y a las reivindicaciones adjuntas. Los dibujos adjuntos, que se incorporan a esta especificación y forman parte de ella, ilustran realizaciones de la invención y, junto con la descripción, sirven para explicar los principios de la misma.

[0015] En los dibujos:

La FIG. 1 ilustra una vista en perspectiva de una porción de una turbina eólica según la presente divulgación; La FIG. 2 ilustra una vista esquemática de una realización de un sistema eléctrico y de control adecuado para su uso con la turbina eólica mostrada en la FIG. 1;

La FIG. 3 ilustra un diagrama de bloques de una realización de un controlador adecuado para su uso con la turbina eólica mostrada en la FIG. 1;

La FIG. 4 ilustra un diagrama esquemático de una forma de realización de un parque eólico conectado a una red eléctrica a través de un transformador de subestación según la presente divulgación;

La FIG. 5 ilustra un diagrama esquemático de una forma de agrupación de turbinas eólicas conectadas a una red eléctrica a través de un transformador de agrupación según la presente divulgación;

La FIG. 6 ilustra un diagrama de flujo de una realización de un método para prevenir el colapso de tensión de un sistema de potencia de turbina eólica conectado a una red eléctrica según la presente divulgación; La FIG. 7 ilustra un gráfico de la tensión frente a la potencia con un determinado factor de potencia, ilustrando en particular el colapso de tensión según la presente divulgación;

La FIG. 8 ilustra un diagrama esquemático de una realización de un sistema para evitar el colapso de tensión de un sistema de potencia de turbina eólica conectado a una red eléctrica según la presente divulgación; y La FIG. 9 ilustra un diagrama esquemático de una realización de un regulador de colapso de tensión de un sistema para prevenir el colapso de tensión de un sistema de potencia de turbina eólica conectado a una red eléctrica según la presente divulgación.

[0016] A continuación se hará referencia en detalle a las realizaciones de la invención, uno o más ejemplos de las cuales se ilustran en los dibujos. Cada ejemplo se proporciona a modo de explicación de la invención, no de limitación de la misma. De hecho, será evidente para los expertos en la materia que se pueden realizar diversas modificaciones y variaciones en la presente invención sin apartarse del alcance de la misma. Por ejemplo, las características ilustradas o descritas como parte de una realización pueden utilizarse con otra realización para obtener otra realización más. Por lo tanto, se pretende que la presente invención abarque las modificaciones y variaciones que entren en el ámbito de las reivindicaciones adjuntas.

[0017] En general, la presente divulgación proporciona un esquema de control actualizado que tiene un regulador de colapso de tensión que genera comandos de tensión real y reactiva. Así, los comandos de tensión real y reactiva están configurados para evitar el colapso de tensión de un sistema de potencia de una turbina eólica conectada a una red eléctrica. En una realización, el método incluye la recepción de un valor de entrada de potencia y un valor de entrada de tensión desde un punto de acoplamiento común del sistema de alimentación de turbina eólica. El método también incluye la determinación de un punto de referencia del ciclo límite del sistema de potencia de turbina eólica en función de los valores de entrada. El método incluye además la comparación del punto de referencia del ciclo límite con al menos un umbral predeterminado. Si el punto de referencia del ciclo límite es mayor que el al menos un umbral predeterminado, el método incluye determinar un valor delta para los comandos de tensión real y reactiva del sistema de potencia de turbina eólica. Además, el método incluye la determinación de los comandos de tensión real y reactiva actualizados en función del valor delta. Como tal, el método también incluye el funcionamiento del sistema de potencia de turbina eólica basado en los comandos de tensión real y reactiva actualizados.

[0018] La presente divulgación proporciona muchas ventajas no presentes en el estado de la técnica. Por ejemplo, el sistema y el método de la presente divulgación proporcionan una detección de oscilación basada en el ciclo límite. Además, la presente divulgación está configurada para determinar las ganancias dinámicas del bucle de tensión/corriente en función de un índice de ciclo límite. De este modo, la presente divulgación puede proporcionar una potencia dinámica límite y una tasa de recuperación basada en el índice de ciclo límite. Además, la presente divulgación evita el colapso múltiple de la tensión (deslizamiento de los polos) durante la recuperación del fallo de red, y evita la oscilación de la potencia/voltaje o la estabilidad de la tensión transitoria para las redes débiles.

[0019] Refiriéndonos ahora a los dibujos, la FIG. 1 ilustra una vista en perspectiva de una porción de una turbina eólica de ejemplo 100 según la presente divulgación que está configurada para implementar el método y el aparato como se describe en el presente documento. La turbina eólica 100 incluye una góndola 102 que suele albergar un generador (no mostrado). La góndola 102 está montada en una torre 104 que tiene cualquier altura adecuada que facilite el funcionamiento de la turbina eólica 100 tal como se describe en el presente documento. La turbina eólica 100 también incluye un rotor 106 que incluye tres palas 108 unidas a un buje giratorio 110. Alternativamente, la turbina eólica 100 puede incluir cualquier número de palas 108 que facilite el funcionamiento de la turbina eólica 100 tal y como se describe en el presente documento.

[0020] Refiriéndose a la FIG. 2, se ilustra una vista esquemática de un sistema eléctrico y de control de ejemplo 200 que puede utilizarse con la turbina eólica 100. Durante el funcionamiento, el viento incide sobre las palas 108 y éstas transforman la energía eólica en un par mecánico de rotación que acciona de forma rotativa un eje de baja velocidad 112 a través del buje 110. El eje de baja velocidad 112 está configurado para accionar una multiplicadora 114 que posteriormente aumenta la baja velocidad de rotación del eje de baja velocidad 112 para accionar un eje de alta velocidad 116 a una velocidad de rotación mayor. El eje de alta velocidad 116 está generalmente acoplado de forma rotativa a un generador 118 para accionar de forma rotativa un rotor del generador 122. En una realización, el generador 118 puede ser un generador de inducción (asíncrono) trifásico de rotor bobinado que incluye un estator del generador 120 acoplado magnéticamente a un rotor del generador 122. Como tal, un campo magnético giratorio puede ser inducido por el rotor del generador 122 y un voltaje puede ser inducido dentro del estator del generador 120 que está acoplado magnéticamente al rotor del generador 122. En una realización, el generador 118 está configurado para convertir la energía mecánica rotativa en una señal de energía eléctrica sinusoidal y trifásica de corriente alterna (CA) en el estator del generador 120. La potencia eléctrica asociada puede transmitirse a un transformador principal 234 a través de un bus del estator 208, un conmutador de sincronización del estator 206, un bus del sistema 216, un disyuntor del transformador principal 214 y un bus del lado del generador 236. El transformador principal 234 eleva la amplitud de tensión de potencia eléctrica de manera que la potencia eléctrica transformada puede transmitirse posteriormente a una red a través de un disyuntor de red 238, un bus del lado del disyuntor 240 y un bus de red 242.

[0021] Además, el sistema eléctrico y de control 200 puede incluir un controlador 202 de la turbina eólica configurado para controlar cualquiera de los componentes de la turbina eólica 100 y/o implementar las etapas del método descritas en el presente documento. Por ejemplo, como se muestra particularmente en la FIG. 3, el controlador 202 puede incluir uno o más procesadores 204 y dispositivos de memoria asociados 207 configurados para realizar una variedad de funciones implementadas por ordenador (por ejemplo, realizar los métodos, etapas, cálculos y similares y almacenar los datos pertinentes como se divulga en este documento). Además, el controlador 202 puede incluir también un módulo de comunicaciones 209 para facilitar las comunicaciones entre el controlador 202 y los diversos componentes de la turbina eólica 100, por ejemplo, cualquiera de los componentes de la FIG.

2. Además, el módulo de comunicaciones 209 puede incluir una interfaz de sensor 211 (por ejemplo, uno o más convertidores analógico-digitales) para permitir que las señales transmitidas desde uno o más sensores se conviertan en señales que puedan ser entendidas y procesadas por los procesadores 204. Debe apreciarse que los sensores (por ejemplo, los sensores 252, 254, 256, 258) pueden estar acoplados comunicativamente al módulo de comunicaciones 209 utilizando cualquier medio adecuado. Por ejemplo, como se muestra en la FIG. 3, los sensores 252, 254, 256, 258 pueden estar acoplados a la interfaz de sensores 211 mediante una conexión por cable. Sin embargo, en otras realizaciones, los sensores 252, 254, 256, 258 pueden estar acoplados a la interfaz de sensores 211 a través de una conexión inalámbrica, como por ejemplo utilizando cualquier protocolo de comunicación inalámbrica adecuado conocido en la técnica. Como tal, el procesador 204 puede estar configurado para recibir una o más señales de los sensores.

[0022] Tal y como se utiliza en este documento, el término "procesador" se refiere no sólo a los circuitos integrados mencionados en la técnica como incluidos en un ordenador, sino también a un controlador, un microcontrolador, un microordenador, un controlador lógico programable (PLC), un circuito integrado de aplicación específica y otros circuitos programables. El procesador 204 también está configurado para calcular algoritmos de control avanzados y comunicarse con una variedad de protocolos basados en Ethernet o en serie (Modbus, OPC, CAN, etc.). Además, el (los) dispositivo(s) de memoria 207 puede(n) comprender generalmente elementos de memoria que incluyan, entre otros, un medio legible por ordenador (por ejemplo, una memoria de acceso aleatorio (RAM)), un medio no volátil legible por ordenador (por ejemplo, una memoria flash), un disquete, una memoria de sólo lectura de disco compacto (CD-ROM), un disco magneto-óptico (MOD), un disco versátil digital (DVD) y/o otros elementos de memoria adecuados. Dicho(s) dispositivo(s) de memoria 207 puede(n) estar generalmente configurado(s) para almacenar instrucciones adecuadas legibles por ordenador que, cuando son implementadas por el(los) procesador(es) 204, configuran el controlador 202 para realizar las diversas funciones descritas en el presente documento.

[0023] Volviendo a la FIG. 2, el estator del generador 120 puede estar acoplado eléctricamente a un conmutador de sincronización del estator 206 a través de un bus del estator 208. En una realización, para facilitar la configuración del DFIG, el rotor del generador 122 está acoplado eléctricamente a un conjunto de conversión de potencia bidireccional 210 o a un convertidor de potencia a través de un bus del rotor 212. Alternativamente, el rotor del generador 122 puede estar acoplado eléctricamente al bus del rotor 212 a través de cualquier otro dispositivo que facilite el funcionamiento del sistema eléctrico y de control 200 tal como se describe en el presente documento. En otra realización, el conmutador de sincronización del estator 206 puede estar acoplado eléctricamente a un disyuntor del transformador principal 214 a través de un bus de sistema 216.

[0024] El conjunto de conversión de potencia 210 puede incluir un filtro de rotor 218 que está acoplado eléctricamente al rotor del generador 122 a través del bus de rotor 212. Además, el filtro de rotor 218 puede incluir un reactor del lado del rotor. Un bus de filtro de rotor 219 acopla eléctricamente el filtro de rotor 218 a un convertidor de potencia del lado de rotor 220. Además, el convertidor de potencia del lado de rotor 220 puede estar acoplado eléctricamente a un convertidor de potencia del lado de línea 222 a través de un único enlace de corriente continua (CC) 244. Alternativamente, el convertidor de potencia del lado de rotor 220 y el convertidor de potencia del lado de línea 222 pueden estar acoplados eléctricamente a través de enlaces de CC individuales y separados. Además, como se muestra, el enlace de CC 244 puede incluir un carril positivo 246, un carril negativo 248 y al menos un condensador 250 acoplado entre ellos.

[0025] Además, un bus de convertidor de potencia del lado de línea 223 puede acoplar eléctricamente el convertidor de potencia del lado de línea 222 a un filtro de línea 224. Asimismo, un bus de línea 225 puede acoplar eléctricamente el filtro de línea 224 a un contactor de línea 226. Además, el filtro de línea 224 puede incluir un reactor del lado de línea. Además, el contactor de línea 226 puede estar acoplado eléctricamente a un disyuntor de conversión 228 a través de un bus de disyuntor de conversión 230. Además, el disyuntor de conversión 228 puede estar acoplado eléctricamente al disyuntor del transformador principal 214 a través del bus del sistema 216 y de un bus de conexión 232. El disyuntor del transformador principal 214 puede estar acoplado eléctricamente a un transformador principal de potencia eléctrica 234 a través de un bus del lado de generador 236. El transformador principal 234 puede estar acoplado eléctricamente a un disyuntor de red 238 a través de un bus del lado de disyuntor 240. El disyuntor de red 238 puede estar conectado a la red de transmisión y distribución de energía eléctrica a través de un bus de red 242.

[0026] En funcionamiento, la potencia de corriente alterna (CA) generada en el estator del generador 120 por la rotación del rotor 106 se suministra a través de un camino dual ("dual path”) al bus de red 242. Los caminos duales están definidos por el bus del estator 208 y el bus del rotor 212. En el lado del bus del rotor 212, se suministra potencia CA multifásica sinusoidal (por ejemplo, trifásica) al conjunto de conversión de potencia 210. El convertidor de potencia del lado del rotor 220 convierte la potencia de CA suministrada desde el bus del rotor 212 en potencia de CC y proporciona la potencia de CC al enlace de CC 244. Los elementos de conmutación (por ejemplo, los IGBT) utilizados en los circuitos de puente del convertidor de potencia del lado de rotor 220 pueden modularse para convertir la potencia de CA suministrada desde el bus de rotor 212 en potencia de CC adecuada para el enlace de CC 244.

[0027] El convertidor del lado de línea 222 convierte la potencia de CC en el enlace de CC 244 en potencia de salida de CA adecuada para el bus de la red eléctrica 242. En particular, los elementos de conmutación (por ejemplo, los IGBT) utilizados en los circuitos de puente del convertidor de potencia del lado de línea 222 pueden modularse para convertir la potencia de CC en el enlace de CC 244 en potencia de CA en el bus del lado de línea 225. La potencia de CA del conjunto de conversión de potencia 210 puede combinarse con la potencia del estator 120 para proporcionar una potencia polifásica (por ejemplo, trifásica) que tenga una frecuencia mantenida sustancialmente en la frecuencia del bus de la red eléctrica 242 (por ejemplo, 50 Hz/60 Hz). Debe entenderse que el convertidor de potencia del lado del rotor 220 y el convertidor de potencia del lado de línea 222 pueden tener cualquier configuración utilizando cualquier dispositivo de conmutación que facilite el funcionamiento del sistema eléctrico y de control 200 tal como se describe en el presente documento.

[0028] Además, el conjunto de conversión de potencia 210 puede estar acoplado en comunicación electrónica de datos con el controlador de la turbina 202 y/o un controlador de convertidor separado o integral 262 para controlar el funcionamiento del convertidor de potencia del lado de rotor 220 y del convertidor de potencia del lado de línea 222. Por ejemplo, durante el funcionamiento, el controlador 202 puede estar configurado para recibir una o más señales de medición de la tensión y/o de la corriente eléctrica procedentes del primer conjunto de sensores 252. Así, el controlador 202 puede estar configurado para supervisar y controlar al menos algunas de las variables operativas asociadas a la turbina eólica 100 a través de los sensores 252. En la realización ilustrada, cada uno de los sensores 252 puede estar acoplado eléctricamente a cada una de las tres fases del bus de la red eléctrica 242. Alternativamente, los sensores 252 pueden estar acoplados eléctricamente a cualquier porción del sistema eléctrico y de control 200 que facilite el funcionamiento del sistema eléctrico y de control 200 tal como se describe en el presente documento. Además de los sensores descritos anteriormente, los sensores también pueden incluir un segundo conjunto de sensores 254, un tercer conjunto de sensores 256, un cuarto conjunto de sensores 258 (todos ellos mostrados en la FIG. 2), y/o cualquier otro sensor adecuado.

[0029] También debe entenderse que puede emplearse cualquier número o tipo de sensores de tensión y/o corriente eléctrica dentro de la turbina eólica 100 y en cualquier lugar. Por ejemplo, los sensores pueden ser transformadores de corriente, sensores de derivación, bobinas de Rogowski, sensores de corriente de efecto Hall, microunidades de medición inercial (MIMU) o similares, y/o cualquier otro sensor de tensión o de corriente eléctrica adecuado conocido actualmente o desarrollado posteriormente en la técnica.

[0030] Así, el controlador del convertidor 262 está configurado para recibir una o más señales de retroalimentación de los sensores 252, 254, 256, 258 (por ejemplo, que representen la tensión, la corriente, la temperatura, la luz, el arco eléctrico, etc.). Más concretamente, en ciertas realizaciones, las señales de retroalimentación de corriente o tensión pueden incluir al menos una de las señales de retroalimentación de línea, señales de retroalimentación del convertidor del lado de línea, señales de retroalimentación del convertidor del lado de rotor o señales de retroalimentación de estator. Por ejemplo, como se muestra en la realización ilustrada, el controlador del convertidor 262 recibe señales de medición de tensión y corriente eléctrica del segundo conjunto de sensores de tensión y corriente eléctrica 254 acoplados en comunicación electrónica de datos con el bus del estator 208. El controlador del convertidor 262 también puede recibir el tercer y cuarto conjunto de señales de medición de tensión y corriente eléctrica del tercer y cuarto conjunto de sensores de tensión y corriente eléctrica 256, 258. Además, el controlador del convertidor 262 puede estar configurado con cualquiera de las características descritas en el presente documento con respecto al controlador principal 202. Además, el controlador del convertidor 262 puede estar separado o integrado en el controlador principal 202. Como tal, el controlador del convertidor 262 está configurado para implementar las diversas etapas del método como se describe aquí y puede estar configurado de forma similar al controlador de la turbina 202.

[0031] Refiriéndose ahora a la FIG. 4, la turbina eólica 100 puede formar parte de un parque eólico 270 que tiene una o más turbinas eólicas 100 dispuestas geográficamente juntas y conectadas a la red eléctrica 265. Más concretamente, como se muestra, cada una de las turbinas eólicas 100 puede estar conectada a la red eléctrica 265 a través de un transformador principal 234. Además, como se muestra, el parque eólico 270 puede estar conectado a la red eléctrica 265 a través de un transformador de subestación 272. Además, como se muestra en la FIG. 5, las turbinas eólicas 100 (o los parques eólicos 270) pueden estar dispuestos en uno o más grupos 274 o agrupaciones que se conectan a la red eléctrica 265 a través de un transformador de agrupación común 276.

[0032] Refiriéndonos ahora a las FIGS. 6 y 8, se ilustran un método 300 y un sistema para prevenir el colapso de tensión de un sistema de potencia de turbina eólica conectado a la red eléctrica 265 (como cualquiera de las disposiciones de turbina eólica de las FIGS. 1,4 y 5). Más concretamente, la FIG. 6 ilustra un diagrama de flujo de una realización del método 300 para prevenir el colapso de tensión del sistema de potencia de turbina eólica 100, mientras que la FIG. 8 ilustra un diagrama esquemático de varios componentes del sistema correspondiente. Aunque el sistema y el método 300 se explicarán con referencia específica a la turbina eólica 100 de la FIG. 1, debe entenderse que cualquiera de las disposiciones adicionales de turbinas eólicas descritas en el presente documento puede también beneficiarse del sistema y el método de la presente divulgación. Además, en ciertas realizaciones, la red eléctrica 265 puede ser una red débil, que se caracteriza por corrientes de cortocircuito dentro de un rango predeterminado de corrientes de cortocircuito del sistema de potencia de turbina eólica. Por ejemplo, en una realización, el rango predeterminado puede incluir relaciones entre las corrientes de cortocircuito de la red eléctrica y las corrientes de cortocircuito del sistema de potencia de turbina eólica de aproximadamente 0,8 a aproximadamente 1,2.

[0033] Tal y como se utiliza aquí, el colapso de tensión se refiere generalmente a una inestabilidad del sistema que implica a muchos componentes del sistema de potencia, así como a todo un sistema de potencia. Además, el colapso de tensión se asocia típicamente con una demanda de potencia reactiva de la carga que no se satisface debido a la escasez de producción y transmisión de potencia reactiva. Como tal, un colapso de tensión se produce típicamente cuando el sistema satisface una carga que tiene una demanda de potencia reactiva más alta que la que el sistema puede suministrar. Por ejemplo, como se muestra en la FIG. 7, se proporciona un gráfico de la tensión frente a la potencia para una red débil para ilustrar mejor el colapso de tensión. Como se muestra, es deseable que el sistema de alimentación de turbina eólica funcione a la máxima potencia, es decir, cerca del punto A. Sin embargo, a medida que se introduce potencia en la red 265, se alcanza un límite de impedancia (como se muestra en A-B-C). Así, como se muestra, si se supera el límite de impedancia, la tensión se colapsa (es decir, la tensión cae a cero). En ciertas realizaciones, el límite de impedancia no es un valor fijo, sino que el límite varía en función de la tensión de la red, la frecuencia y/o la tensión de los terminales de la turbina. Además, en un ejemplo, cuando el límite de impedancia está por encima de un umbral predeterminado por encima del valor base de impedancia de la turbina eólica 100 o una relación de cortocircuito está por debajo de un valor determinado, la turbina eólica 100 puede estar en riesgo de colapso de tensión.

[0034] En consecuencia, el método 300 de la presente divulgación evita el colapso de tensión del sistema de potencia de turbina eólica determinando con precisión el límite de impedancia A-B-C y operando tan cerca del punto A como sea posible (por ejemplo, idealmente por encima y a la izquierda del punto A), sin sobrepasar el límite. Más concretamente, el controlador 202 puede evitar en general que la turbina eólica 100 funcione más allá del punto A (es decir, el punto de nariz). Sin embargo, si el funcionamiento de la turbina eólica 100 pasa del punto A, el controlador 202 también está configurado para detectar un fenómeno de ciclo límite (es decir, una oscilación de la trayectoria de la potencia/tensión) mediante la determinación de un índice de ciclo límite (también denominado en este documento como LC_INDEX).

[0035] Así, mientras el regulador 202 opere por encima y a la izquierda del punto A (es decir, por encima del umbral 354), el regulador 202 sigue una curva suave 356. Sin embargo, si el controlador 202 opera entre A y B, entonces el funcionamiento de la turbina eólica 100 existe en el triángulo de A-B-C y el controlador 202 ya no sigue la curva suave 356 por encima y a la izquierda del punto A. Más bien, el funcionamiento de la turbina eólica 100 se desplaza al punto C desde el punto B sin volver a pasar por el punto A (que no forma parte de la curva suave 356). Este funcionamiento se denomina aquí fenómeno de ciclo límite. Además, no es probable que el retorno al punto C vuelva a la curva suave debido a la perturbación en los controles que se produce cuando el controlador 202 opera más allá del punto A.

[0036] Como se muestra en la FIG. 8, el sistema incluye en general un módulo de colapso de tensión 360 para evitar el colapso de tensión del sistema de potencia de turbina eólica 100, que se explicará con más detalle con referencia a las FIGS. 6 y 9. Además, como se muestra, el sistema genera comandos de tensión real y reactiva V^xcmdy V^ycmdbasados en un comando de potencia real PwrCmd y un comando de potencia reactiva VarCmd. El comando de potencia real PwrCmd se limita a través de un limitador de potencia dependiente de la red 368. La salida del limitador de potencia dependiente de la red 368 se introduce en un modelo DFIG 372, que genera una orden de corriente I^xcmd. El comando de corriente I^xcmdse compara entonces con una señal de retroalimentación de corriente I^xfbken 374. A continuación, un primer regulador PI 376 utiliza el comando de corriente I^xcmdpara generar los comandos de tensión real V^xcmd. Además, como se muestra, el sistema compara el comando de potencia reactiva VarCmd con una retroalimentación de potencia reactiva VarFbk en 375. La diferencia es entonces utilizada por el regulador de potencia reactiva 377 para generar una orden de tensión V^cmd. En 379, una realimentación de tensión V^magFbkse resta del comando de tensión V^cmd. La diferencia es recibida por un regulador de tensión 366 que genera un comando de corriente lycmd. En 378, se resta una realimentación de corriente IyFbk del comando de corriente IyCmd. A continuación, un segundo regulador PI 380 utiliza el comando de corriente Iycmd para generar los comandos de tensión real Vycmd.

[0037] Refiriéndose particularmente a la FIG. 6, el diagrama de flujo ilustra varias etapas del método que pueden ser implementadas por el módulo de colapso de tensión 360 de la presente divulgación. Como se muestra en 302, el método 300 incluye la recepción de valores de entrada desde un punto de acoplamiento común del sistema de potencia de turbina eólica 100. Como se muestra en las FIGS. 8 y 9, los valores de entrada incluyen un valor de potencia P en el punto de acoplamiento común y un valor de tensión V en el punto de acoplamiento común. Además, como se muestra, el módulo de colapso de tensión 360 incluye un módulo de detección de oscilación/ciclo límite 362 que recibe el valor de potencia P en el punto de acoplamiento común y el valor de tensión V en el punto de acoplamiento común. Volviendo a la FIG. 6, como se muestra en 304, el método 300 también incluye la determinación de un punto de referencia de ciclo límite del sistema de potencia de turbina eólica 100 en función del valor o valores de entrada. Por ejemplo, como se muestra en la FIG. 9, el módulo de detección de oscilación/ciclo límite 362 está configurado para calcular el punto de referencia del ciclo límite (por ejemplo, LC_INDEX) en función del valor de potencia P y del valor de tensión V. Más concretamente, como se muestra en la FIG. 9, el módulo de detección de oscilación/ciclo límite 362 utiliza la ecuación (1) siguiente para calcular el LCINDEX:

LCJNDEX = ^ [ ( 3 T ¿) * (3 i^ i) - c]At

donde i denota en el momento i,

i+1 es el siguiente momento en un periodo de tiempo discreto,

P es la potencia de salida,

V es la tensión, y

c es un coeficiente de sangrado lento ("slow bleeding coefficient”).

[0038] Como tal, el LC_INDEX se determina basándose en la acumulación de productos de vectores de potencia/tensión subsiguientes en períodos de tiempo discretos y proporciona una función de "sangrado" lento. Tal como se utiliza aquí, el punto de referencia del ciclo límite es representativo de una proximidad del valor o valores de entrada a un punto operativo en el que se produce el colapso de tensión. Más concretamente, como se muestra en la FIG. 7, el punto operativo puede corresponder a un valor de la curva 352 en el que una pendiente de la curva es sustancialmente vertical.

[0039] Volviendo a la FIG. 6, como se muestra en 306, el método 300 incluye además la comparación del punto de referencia del ciclo límite con al menos un umbral predeterminado. Por ejemplo, como se muestra en la FIG. 9, el módulo de colapso de tensión 360 incluye un módulo de gestión de eventos de colapso de tensión 364 que recibe el punto de referencia del ciclo límite (es decir, LC_index) y compara el índice con el/los umbral/es predeterminado/s. En una realización, el o los umbrales predeterminados pueden incluir un primer umbral predeterminado y/o un segundo umbral predeterminado. Como se muestra en 308, si el punto de referencia del ciclo límite es mayor que el al menos un umbral predeterminado, el método 300 pasa a 310. Si el punto de referencia del ciclo límite es menor que el o los umbrales predeterminados, el método 300 vuelve a 302.

[0040] Como se muestra en 310, el método 300 incluye la determinación de un valor delta para al menos un comando del sistema de potencia de turbina eólica 100. Como se muestra en 312, el método 300 incluye la determinación de al menos un comando actualizado basado en el valor delta y lo(s) comando(s). Por ejemplo, como se muestra en las FIGS. 8 y 9, el módulo de colapso de tensión 360 puede incluir un módulo de gestión de eventos de colapso de tensión 364 configurado para añadir el valor delta de potencia AP al comando de potencia o al limitador de potencia del sistema de potencia de turbina eólica 100 si el punto de referencia del ciclo límite es mayor que el primer umbral predeterminado. Además, como se muestra, el módulo 364 de gestión de eventos de colapso de tensión también puede estar configurado para actualizar uno o más coeficientes de ganancia (por ejemplo, Kp0, Ki0 a Kp1, Ki1) del regulador de tensión 366 del sistema de potencia de turbina eólica 100 si el punto de referencia del ciclo límite es menor que el primer umbral predeterminado y mayor que el segundo umbral predeterminado. En otras realizaciones, el método 300 puede incluir la implementación de una acción correctiva si el punto de referencia del ciclo límite es mayor que un umbral de daño. Por ejemplo, como se muestra en la FIG.

9, el módulo de gestión de eventos de colapso de tensión 364 puede enviar una señal a un módulo de protección 370 si se supera el umbral de daño.

[0041] Volviendo a la FIG. 6, como se muestra en 314, el método 300 incluye el funcionamiento del sistema de potencia de turbina eólica 100 en función del al menos un comando actualizado. Por ejemplo, en una realización, el controlador 202 puede estar configurado para minimizar un área de la curva 352 representativa de un ciclo límite con el fin de maximizar la potencia y evitar el colapso de tensión.

[0042] Esta descripción escrita utiliza ejemplos para divulgar la invención, incluyendo el modo preferido, y también para permitir a cualquier persona experta en la materia practicar la invención, incluyendo la fabricación y el uso de cualquier dispositivo o sistema y la realización de cualquier método incorporado. El alcance patentable de la invención está definido por las reivindicaciones, y puede incluir otros ejemplos que se les ocurran a los expertos en la materia. Estos otros ejemplos se incluyen en el ámbito de las reivindicaciones si incluyen elementos estructurales que no difieren del lenguaje literal de las reivindicaciones.

Claims

REIVINDICACIONES

1. Un método (300) para evitar el colapso de tensión de un sistema de potencia de turbina eólica (200) conectado a una red eléctrica (265), el método (300) comprende:

recibir (302), a través de un controlador (202) del sistema de potencia de turbina eólica (200), un valor de potencia en un punto de acoplamiento común del sistema de potencia de turbina eólica (200) y un valor de tensión en el punto de acoplamiento común;

determinar (304), a través del controlador (202), un punto de referencia de ciclo límite del sistema de potencia de turbina eólica (200) en función del valor de potencia y del valor de tensión, siendo el punto de referencia de ciclo límite representativo de una proximidad del valor de potencia y del valor de tensión a un punto operativo en el que se produce el colapso de tensión;

comparar (306) el punto de referencia del ciclo límite con al menos un umbral predeterminado; si el punto de referencia del ciclo límite es mayor que el al menos un umbral predeterminado (308), determinar (310) un valor delta para al menos un comando del sistema de potencia de turbina eólica (200);

determinar (312) al menos un comando actualizado basado en el valor delta y el al menos un comando; y

operar (314) el sistema de potencia de turbina eólica (200) en función del al menos un comando actualizado;

caracterizado porque

el punto de referencia del ciclo límite se determina basándose en la acumulación de los productos formados por una multiplicación respectiva de dos vectores sucesivos de potencia-tensión de una serie de vectores de potencia-tensión, cada vector de potencia-tensión correspondiente a un período de tiempo discreto y comprendiendo un valor de potencia en el punto de acoplamiento común y un valor de tensión en el punto de acoplamiento común como elementos respectivos.

2. El método (300) de la reivindicación 1, en el que el al menos un umbral predeterminado comprende un primer umbral predeterminado, el método (300) comprende, además:

añadir el valor de potencia delta a al menos uno de los comandos de potencia o a un limitador de potencia del sistema de potencia de turbina eólica (200) si el punto de referencia del ciclo límite es mayor que el primer umbral predeterminado.

3. El método (300) de la reivindicación 2, en el que el al menos un umbral predeterminado comprende un segundo umbral predeterminado.

4. El método (300) de la reivindicación 3, que comprende además añadir el valor de potencia delta a uno o más coeficientes de ganancia de un regulador de tensión (366) del sistema de alimentación de turbina eólica (200) si el punto de referencia del ciclo límite es menor que el primer umbral predeterminado y mayor que el segundo.

5. El método (300) de la reivindicación 4, que comprende además implementar una acción correctiva si el punto de referencia del ciclo límite es mayor que un umbral de daño.

6. El método (300) de cualquier reivindicación anterior, en el que el punto operativo corresponde a un valor en una curva del valor de tensión frente al valor de potencia en el que una pendiente de la curva es sustancialmente vertical.

7. El método (300) de la reivindicación 6, en el que el funcionamiento del sistema de alimentación de turbina eólica (200) basado en el al menos un comando actualizado comprende además la minimización de un área de la curva representativa de un ciclo límite para maximizar potencia evitando el colapso de tensión.

8. El método (300) de cualquier reivindicación anterior, en el que la red eléctrica (265) comprende una red débil, caracterizada por corrientes de cortocircuito dentro de un rango predeterminado de corrientes de cortocircuito del sistema de potencia de turbina eólica (200).

9. El método (300) de la reivindicación 8, en el que el rango predeterminado comprende relaciones entre las corrientes de cortocircuito de la red eléctrica (265) y las corrientes de cortocircuito del sistema de potencia de turbina eólica (200) de aproximadamente 0,8 a aproximadamente 1,2.

10. Un sistema para evitar el colapso de tensión de un sistema de potencia de turbina eólica (200) conectado a una red eléctrica (265), el sistema comprende:

uno o varios sensores para controlar un valor de potencia en un punto de acoplamiento común del sistema de alimentación de turbina eólica (200) y una tensión en el punto de acoplamiento común; un controlador (202) acoplado comunicativamente a los uno o más sensores, el controlador (202) configurado para realizar operaciones, las operaciones que comprenden:

determinar un punto de referencia de ciclo límite del sistema de alimentación de turbina eólica (200) en función del valor de potencia y del valor de tensión, el punto de referencia de ciclo límite representativo de una proximidad del valor de potencia y del valor de tensión a un punto operativo en el que se produce el colapso de tensión;

comparando el punto de referencia del ciclo límite con al menos un umbral predeterminado;

si el punto de referencia del ciclo límite es mayor que el al menos un umbral predeterminado, determinar un valor delta para al menos un comando del sistema de potencia de turbina eólica (200);

determinar al menos un comando actualizado en función del valor delta y del al menos un comando; y operar el sistema de potencia de turbina eólica (200) sobre la base de al menos un comando actualizado;

caracterizado porque

el controlador (202) está configurado para determinar el punto de referencia del ciclo límite basándose en la acumulación de productos formados por una multiplicación respectiva de dos vectores sucesivos de potencia-tensión de una serie de vectores de potencia-tensión, cada vector de potencia-tensión correspondiente a un período de tiempo discreto y que comprende un valor de potencia en el punto de acoplamiento común y un valor de tensión en el punto de acoplamiento común como elementos respectivos.

11. El sistema de la reivindicación 10, en el que el al menos un umbral predeterminado comprende un primer umbral predeterminado y un segundo umbral predeterminado.

12. El sistema de cualquiera de las reivindicaciones 10 a 11, en el que las operaciones comprenden, además:

añadir el valor de potencia delta a al menos uno de los comandos de potencia o a un limitador de potencia del sistema de potencia de turbina eólica (200) si el punto de referencia del ciclo límite es mayor que el primer umbral predeterminado, y

añadir el valor de la potencia delta a uno o más coeficientes de ganancia de un regulador de tensión (366) del sistema de alimentación de turbina eólica (200) si el punto de referencia del ciclo límite es menor que el primer umbral predeterminado y mayor que el segundo.