ES2928448T3

ES2928448T3 - Método y sistema de amortiguamiento de oscilaciones e interacciones subsincrónicas

Info

Publication number: ES2928448T3
Application number: ES18800541T
Authority: ES
Inventors: Pena Emilio José Bueno; Cerrada Aurelio Garcia; Babiano Almudena Munoz; Rodriguez Luis Rouco; Leon Arturo Santillan; Marin Elena Saiz; Macho Juan Luis Zamora
Original assignee: Siemens Gamesa Renewable Energy Innovation and Technology SL
Current assignee: Siemens Gamesa Renewable Energy Innovation and Technology SL
Priority date: 2018-12-19
Filing date: 2018-12-19
Publication date: 2022-11-17
Anticipated expiration: 2038-12-19
Also published as: EP3861631A1; US11522479B2; WO2020125920A1; CN113169692B; EP3861631B1; CN113169692A; US20220052632A1

Abstract

Un método y sistema de amortiguamiento de oscilaciones e interacciones subsíncronas integrado en un convertidor de rotor (100) basado en un controlador de retroalimentación de estado adaptativo (132) con dos vectores giratorios, y un filtro de Kalman (131) cuyos parámetros se optimizan minimizando la sensibilidad máxima bajo una restricción de amortiguamiento positivo para una pluralidad de escenarios sensibles. La señal de amortiguación (210) generada por el módulo de amortiguación (130) se aplica a un controlador entero proporcional de potencia (110) o a un controlador entero proporcional de corriente (120). (Traducción automática con Google Translate, sin valor legal)

Description

DESCRIPCIÓN

Método y sistema de amortiguamiento de oscilaciones e interacciones subsincrónicas

Campo de la invención

La presente invención tiene su aplicación dentro del sector energético y, en especial, en el área industrial dedicada a la mitigación de resonancias e interacciones subsincrónicas en turbinas eólicas.

Antecedentes de la invención- Técnica relacionada

Los sistemas de generación de energía basados en turbinas eólicas están sujetos a varios tipos de interacciones subsincrónicas (SSI). Dependiendo de los elementos del sistema que interactúen, las SSI se pueden clasificar en resonancias subsincrónicas (SSR), interacciones de control subsincrónicas (SSCI) e interacciones torsionales subsincrónicas (SSTI). Las SSR se ocupan de las interacciones entre el conjunto generador-sistema de turbina y la red compensada en serie, las SSCI se ocupan de la interacción entre la red y los controladores, y las SSTI se ocupan de la interacción entre el sistema mecánico y el controlador.

Además, las resonancias subsincrónicas (SSR) pueden ser causadas por efectos generadores de inducción (IGE), amplificación de torsión (TA) e interacción de torsión (TI):

- Efecto generador de inducción: este fenómeno es puramente eléctrico y aparece en sistemas con compensación en serie importante. Para frecuencias subsincrónicas, la resistencia del rotor es negativa. Si su valor es superior a la resistencia de la red, se inducen corrientes subsincrónicas. Este efecto rara vez ocurre en una máquina sincrónica y, por lo tanto, rara vez se trata en la bibliografía.

- Interacciones torsionales: este fenómeno es puramente mecánico y se produce cuando la torsión subsincrónica inducida en el generador está eléctricamente próxima a las frecuencias naturales del tren de transmisión. Como resultado, hay un intercambio de energía entre el sistema de alimentación eléctrica y el vástago del generador. Típicamente, este fenómeno se produce en centrales térmicas cuando la inercia de la turbina es del mismo orden que la del generador. Este es un efecto crítico, ya que puede dañar el vástago del generador.

- Amplificación de torsión: este fenómeno da como resultado perturbaciones en el sistema. Cada perturbación da como resultado una variación repentina de corriente que tenderá a oscilar. Si la frecuencia de estas oscilaciones coincide con una de las frecuencias naturales del vástago del generador, se experimentarán torsiones grandes

Cabe señalar que los modos de torsión pueden ser inestables no solo debido a la interacción torsional (TI), sino también a la interacción entre el sistema mecánico y el controlador (SSTI). Por tanto, en este caso la red no juega ningún papel. Por el contrario, los modos eléctricos pueden verse afectados por la interacción entre la red y los controladores (SSCI).

Aunque los eventos subsincrónicos se estudiaron a fondo en los generadores sincrónicos, originalmente se consideró que los generadores eólicos eran inmunes debido al desacoplamiento entre la red y el tren de transmisión. Sin embargo, más tarde se demostró que diferentes tipos de turbinas eólicas también pueden estar sujetas a eventos subsincrónicos:

- Las máquinas de inducción pueden estar sujetas a SSR y SSTI, mientras que SSCI no es posible. El efecto de generación de inducción tiene un papel importante en este caso. La resistencia del rotor es negativa para todas las frecuencias subsincrónicas, lo que indica una alta probabilidad de incidencia. Sin embargo, este fenómeno solo ocurre cuando la resistencia de todo el sistema (es decir, máquina más red) es negativa o igual a cero. En el caso de máquina de inducción la resistencia negativa es al menos diez veces mayor (en valor absoluto) que en máquinas sincrónicas aumentando la probabilidad de incidencia. Por el contrario, en caso de TI, esta probabilidad es muy baja debido a que las frecuencias naturales del tren de transmisión (2-9 Hz) están muy alejadas de la frecuencia subsincrónica de la red.

- Los generadores de inducción doblemente alimentados (DFIG) pueden estar sujetos a SSR y SSCI, mientras que no se encuentra evidencia de SSTI. El efecto del generador de inducción se ha identificado como la principal causa de los efectos subsincrónicos, a diferencia de las máquinas sincrónicas donde las interacciones torsionales fueron la causa principal.

- Los transformadores completos no pueden estar sujetos a SSTI, mientras que no se han encontrado pruebas de SSR y SSCI. La máquina está conectada directamente a los transformadores de canal de red, por lo tanto, desacoplando totalmente el tren de transmisión y la red. La interacción torsional es muy baja, y solo SSCI podría inducir un evento subsincrónico en caso de mal ajuste, aunque no hay evidencias prácticas de esta incidencia.

Se han desarrollado varios enfoques para mitigar las interacciones subsincrónicas, que se pueden clasificar en filtrado y amortiguación, equipos de controladores y relés, acciones del sistema de alimentación eléctrica y modificación estructural del generador. Dentro de las estrategias de filtrado y amortiguación, se conocen en el estado de la técnica métodos tanto activos como pasivos.

Métodos pasivos de filtrado y amortiguación:

- Filtros estáticos de bloque, insertados en el lado de alto voltaje de los transformadores elevadores. Estos bloquean frecuencias subsincrónicas pero requieren la incorporación de hardware de inductancias y capacitancias.

- Filtros dinámicos, conectados en serie con el generador. Estos amortiguan los voltajes inducidos debido a las oscilaciones del rotor, pero requieren la incorporación de hardware en la fuente de voltaje de alta frecuencia.

- Ancho de banda del bucle de corriente del rotor de la modificación de la configuración de PI en el transformador del rotor. Esta configuración tiene un impacto significativo en la resistencia del rotor (negativa en frecuencias subsincrónicas), pero podría interactuar con controladores más lentos. Sin embargo, es la solución más rentable.

Métodos activos de filtrado y amortiguación:

- Estabilizador dinámico en el generador. La corriente absorbida se controla y se obtiene una amortiguación positiva, pero se requiere la incorporación de hardware de reactancias controladas a través de tiristores.

- Controladores de excitación de máquinas sincrónicas en generadores o controladores suplementarios en transformadores. Esto presenta un bajo costo y grandes márgenes de estabilidad, pero si los controladores suplementarios están ubicados en el transformador de red, puede no ser efectivo para factores de compensación altos.

En particular, se han propuesto varias soluciones centradas en transformadores de rotor. Por ejemplo, el documento WO 2011/112571 A2 describe una solución de software implementada en el transformador que amortigua las oscilaciones mediante la regulación del voltaje suministrado a la red. La turbina puede amortiguar activamente voltajes, corrientes y/u oscilaciones de energía resonantes subsincrónicas (SSR) en función de mediciones locales o remotas de voltaje, corriente o energía, de modo que la funcionalidad de amortiguación SSR de la turbina esté activa solo cuando las oscilaciones SSR se detectan local o remotamente. La turbina ahorra costos al evitar el uso de controladores de sistema de transmisión de corriente alterna (CA) flexibles separados para amortiguar las oscilaciones SSR.

El documento EP 2 544 358 A1 describe otra solución de software implementada en el convertidor que construye una nueva referencia de flujo y una señal de amortiguación. La señal de amortiguación y la referencia de flujo del rotor se suman para obtener una referencia de flujo del rotor modificada, que a su vez se alimenta a un controlador en el lado del rotor para la amortiguación SSR.

Finalmente, también se han propuesto controladores de dos etapas para evitar SSCI. El objetivo de la primera etapa es la estimación de la frecuencia de resonancia subsincrónica, mientras que la segunda etapa amortigua directamente ese componente.

Estas soluciones asumen que la red presenta una amortiguación positiva para componentes supersincrónicos. Sin embargo, se ha observado que en el caso de redes débiles la distancia entre los modos subsincrónico y supersincrónico aumenta y el modo supersincrónico también puede ser inestable.

El documento EP 2 224 129 A2 describe un método de control de turbinas eólicas, de velocidad variable, que comprende un rotor (1, 9), un tren de potencia acoplado al rotor (3, 11) y un transformador (4, 12) conectado al generador, mediante el cual se controla la torsión o la energía del generador, y que dispone de una unidad (7) de control que calcula una instrucción de torsión inicial (Tref) o energía para el transformador en función de un método que comprende las siguientes etapas: cálculo de una instrucción de torsión inicial (Ti), cálculo de un término de ajuste de torsión (Taj) y cálculo de una instrucción de torsión final (Tref); además de las siguientes etapas: estimación de la energía activa máxima evacuable (Pev) en función del voltaje de la red eléctrica (Vnet), estimación de un valor máximo probable para el término de ajuste (Tajmax), cálculo de un valor límite de la instrucción de torsión inicial (Timax) y aplicación de dicho valor límite (Timax) a la instrucción de torsión inicial (Ti), reservando de este modo un margen de torsión o energía para que el término de ajuste amortigüe las vibraciones del sistema de transmisión.

El documento EP 0 239 806 A1 describe cómo estabilizar oscilaciones subsincrónicas y supersincrónicas en un generador eólico usando filtros de paso de banda.

En conclusión, aún existe la necesidad en el estado de la técnica de una solución efectiva, dentro de los métodos de filtrado y amortiguación, que evite interacciones y oscilaciones tanto subsincrónicas como supersincrónicas de una manera efectiva y adaptativa.

Explicación resumida de la invención

La presente invención resuelve los problemas antes mencionados al revelar una técnica de amortiguación de oscilaciones e interacciones subsincrónicas, basada en un filtro de Kalman y un controlador de retroalimentación de estado con dos vectores giratorios (que evitan resonancias de modos subsincrónicos y supersincrónicos), que están integrados en el convertidor de rotor.

En un primer aspecto de la invención, se describe un sistema de amortiguación SSI que comprende:

- Medios de medición que miden una entrada, que se elige preferiblemente entre la energía activa de turbina eólica (P) y el voltaje de acoplamiento común (Vpcc).

- Un módulo de amortiguación integrado en un transformador de rotor que genera una señal de amortiguación a partir de la medición de la energía de entrada a través de un filtro de Kalman y un controlador de retroalimentación de estado con dos vectores giratorios, comúnmente uno para oscilaciones subsincrónicas y otro para modos supersincrónicos.

- Al menos un controlador proporcional integral (PI), que incorpora las señales de amortiguación a través de una de sus entradas y genera una señal de salida.

- Medios de control que aplican la señal de salida al rotor de la máquina.

En una primera opción preferida, la salida del módulo de amortiguación se aplica, después de la sustracción en un módulo de sustracción, a la entrada de un controlador PI de energía. En este caso, la señal de amortiguación se resta de un valor de punto de ajuste de la energía activa (Pref) o un valor de ajuste de la energía reactiva ( Q f

En una segunda opción preferida, la salida del módulo de amortiguación se aplica, después de la sustracción en un módulo de sustracción, a la entrada de un controlador PI de corriente. En este caso, la señal de amortiguación se resta del componente de corriente del rotor del eje d del punto de ajuste (idref). Dicho componente de corriente del rotor del eje d del punto de ajuste (idref) puede calcularse preferiblemente en un controlador PI de energía a partir de la energía activa (P) y la energía activa del punto de ajuste (Pref); o de la energía reactiva (Q) y la energía reactiva del punto de ajuste (Qref). Antes de restar del componente de corriente del rotor del eje d del punto de ajuste (idref) la señal de amortiguación se multiplica en el multiplicador por la relación entre la inductancia magnetizante (Lm) del generador de inducción (IG) y la inductancia del estator IG (Ls). La inductancia del estator (Ls) se calcula como la suma de la inductancia de magnetización (Lm) y la inductancia de fuga del estator.

En otro aspecto de la presente invención, se describe un método de amortiguación de oscilaciones e interacciones subsincrónicas, que comprende las siguientes etapas:

- Medir una señal de entrada, preferiblemente seleccionada entre la energía activa de la turbina eólica (P) y el voltaje de acoplamiento común (Vpcc).

- Generar una señal de amortiguación a partir de la medición de energía de entrada aplicando un filtro de Kalman y un controlador de retroalimentación de estado con dos vectores giratorios. El filtro de Kalman se aplica preferiblemente como modelo de espacio de estado de tiempo discreto con tiempo de muestreo (Ts).

Preferiblemente, las variables de los dos vectores giratorios comprenden una primera frecuencia, una segunda frecuencia, una primera ganancia, una segunda ganancia, una tercera ganancia y una cuarta ganancia. Más preferiblemente, las variables de los dos vectores giratorios se optimizan minimizando la sensibilidad máxima bajo una restricción de amortiguación positiva para una pluralidad de escenarios de plantas de generación de turbinas eólicas. Más preferiblemente, la pluralidad de escenarios considera variaciones en la velocidad del viento, la reactancia de la red, los factores de compensación y/o la energía reactiva.

- Incorporar la señal de amortiguación a la entrada de un controlador PI, preferiblemente seleccionado entre un controlador PI de energía y un controlador PI de corriente.

- Aplicar una salida del controlador PI a un rotor de máquina.

Finalmente, en un tercer aspecto de la presente invención, se proporciona un programa informático que implementa el método de la invención, controlando por lo tanto el sistema de la invención y procesando los datos implicados. El programa informático comprende medios de código de programa informático adaptados para realizar cualquier realización del método de la invención cuando se ejecuta en un ordenador, un procesador de señal digital, una matriz de puerta programable en campo, un circuito integrado de aplicación específica, un microprocesador, un microcontrolador, o cualquier otra forma de hardware programable. Obsérvese que cualquier realización u opción preferida del sistema de la invención se puede aplicar al método y programa informático de la invención y viceversa.

Con el sistema, el método y el programa informático descritos, se proporciona una solución eficaz, adaptable y rentable, capaz de amortiguar oscilaciones tanto subsincrónicas como supersincrónicas.

Breve descripción de las figuras

Con el fin de ayudar a la comprensión de las características de la invención, según una realización práctica preferida de la misma y para complementar esta descripción, se acompañan como parte integrante de la misma las siguientes figuras, con carácter enunciativo y no limitativo:

la Figura 1 representa esquemáticamente una primera realización del sistema de amortiguación SSI de la invención en donde la señal de amortiguación se aplica al controlador PI de corriente.

La Figura 2 representa esquemáticamente una segunda realización del sistema de amortiguación SSI de la invención en donde la señal de amortiguación se aplica al controlador PI de energía.

La Figura 3 muestra con mayor detalle los componentes del módulo de amortiguación, según una realización preferida de la invención.

La Figura 4 es un diagrama de flujo del proceso de cálculo de la configuración del filtro de Kalman, según una realización preferida de la invención.

Descripción detallada de la invención

Los asuntos definidos en esta descripción detallada se proporcionan para ayudar a una comprensión completa de la invención. Además, se omiten las descripciones de funciones y elementos bien conocidos para mayor claridad y concisión.

Téngase en cuenta que, en este texto, el término “comprende” y sus derivaciones (como “que comprende” , etc.) no debe entenderse en un sentido excluyente, es decir, estos términos no deben interpretarse como excluyentes de la posibilidad de que lo que se describe y se define puede incluir otros elementos, etapas, etc.

La Figura 1 muestra una primera realización preferida del sistema de la invención, donde un módulo 130 de amortiguación implementa las etapas de una primera realización preferida del método y programa informático de la invención. El módulo 130 de amortiguación es un controlador suplementario integrado en un transformador 100 de rotor que comprende al menos un controlador 110 proporcional integral (PI) de energía y un controlador PI 120 de corriente. Téngase en cuenta que en caso de que el transformador 100 de rotor no proporcione suficientes capacidades para implementar el módulo 130 de amortiguación, dicho módulo 130 de amortiguación puede implementarse en cualquier dispositivo adicional, tal como un compensador sincrónico estático externo (STATCOM).

Las variables de entrada del módulo 130 de amortiguación son mediciones 200 de energía seleccionadas entre la energía activa de turbina eólica (P) o el voltaje de acoplamiento común (Vpcc). Solo se requiere una de estas dos mediciones 200, energía activa de turbina eólica o voltaje de acoplamiento común, en el módulo 130 de amortiguación. La medición óptima 200 puede seleccionarse mediante un análisis matemático previo una vez definida la configuración del sistema de alimentación. La salida del módulo de amortiguación es una señal 210 de amortiguación que se resta del valor deseado o del punto de ajuste de la energía reactiva Qref en el módulo 140 de sustracción. La señal amortiguada 220 resultante se introduce en el controlador PI 110 de energía junto con la energía reactiva suministrada a través del estator del generador Q. La salida es un componente de corriente del rotor del eje q de punto de ajuste iqref en un marco de referencia que se mueve en sincronismo con el vector espacial de voltaje del estator. El eje d del marco de referencia está alineado con el vector espacial de voltaje del estator, mientras que el eje q está en cuadratura con el vector espacial de voltaje del estator. En el caso de que se emplee el flujo del estator como referencia, la salida es un componente de corriente del rotor del eje d del punto de ajuste.

Los puntos de ajuste para los componentes de corriente del rotor del eje d y del eje q (idref y iqref) se introducen en el controlador PI 120 de corriente junto con los componentes de corriente del rotor medidos del eje d y del eje q (id e iq), generando la señal 230 de salida. La señal 230 de salida comprende los componentes del eje d y del eje q del vector espacial de voltaje aplicado por el transformador de rotor al rotor de la máquina. Estas dos señales se usan en el generador de modulación de amplitud de pulso (PWM) del transformador de rotor.

Téngase en cuenta que la invención se puede implementar con un solo módulo 130 de amortiguación que se puede aplicar a la energía activa de punto de ajuste Pref o a la energía reactiva de punto de ajuste Qref suministrada a través del estator del generador. Para determinar cuál de las dos opciones proporciona una amortiguación SSI óptima, se puede realizar un análisis matemático previo.

La Figura 2 muestra una segunda realización preferida del sistema de la invención, donde un módulo 130 de amortiguación implementa las etapas de una segunda realización preferida del método y programa informático de la invención. En este caso, el módulo de amortiguación se aplica a la entrada del controlador PI 120 de corriente, como una resta de la identificación del componente de corriente del rotor del eje d del punto de ajuste idref. Es decir, las entradas del primer controlador PI 110 de energía son la energía activa P calculada a partir de la velocidad del rotor medida y la torsión del motor estimada y la energía activa del punto de ajuste Pref las entradas del segundo controlador PI 110 de energía son energía reactiva Q y energía reactiva del punto de ajuste Qref; y las entradas de los controladores PI 120 de corriente son la señal amortiguada 220 y la identificación del componente de corriente del rotor del eje d del punto de ajuste idref. Téngase en cuenta que, antes de restar del componente de corriente del rotor del eje d del punto de ajuste idref para generar la señal amortiguada 220, la señal 210 de amortiguación se multiplica en el multiplicador 150, o en el propio módulo de amortiguación, por la relación entre la inductancia magnetizante (Lm) del generador de inducción (IG) y la inductancia del estator IG (Ls). La inductancia del estator (Ls) se calcula como la suma de la inductancia de magnetización (Lm) y la inductancia de fuga del estator.

Como en el caso anterior, téngase en cuenta que la invención se puede implementar con un solo módulo 130 de amortiguación que se puede aplicar a la energía activa de punto de ajuste Pref o a la energía reactiva de punto de ajuste Qref suministrada a través del estator del generador. Para determinar cuál de las dos opciones proporciona una amortiguación SSI más óptima, se puede realizar un análisis matemático previo.

La Figura 3 muestra con mayor detalle los componentes de una realización preferida del módulo 130 de amortiguación, especialmente, un controlador 132 de retroalimentación de estado y un filtro 131 de Kalman. El filtro 131 de Kalman estima las variables de estado de un modelo de señal de espacio de estado, que consiste en dos vectores espaciales giratorios que giran a frecuencias constantes fi y f ²y un valor de corriente continua (CC). Típicamente, un vector giratorio gira en sentido dextrógiro y el otro gira en sentido levógiro y, por lo tanto, las frecuencias f i y f ²tienen signos opuestos.

Las variables de estado de este modelo son las partes real e imaginaria de cada vector espacial y el valor de CC. Si y(t) representa la señal medida, se puede estimar, según el modelo propuesto, como:

y(t) = A0 ALreal(e

= A0 A1cos(2

donde A<> es el componente de cc y Ai y A ²son las magnitudes de los vectores giratorios usados para representar la señal y(t). Definiendo las variables de estado como:

Xj.(t) = At cos(2'nf1t) ,x2(t) = A1sin(27TÍ1t)f

x3(t) = cos(2nfzt)f x4(t) = A2 sin(2Ttfzt),

*5(0 — ^Aq

y, el modelo de espacio de estado es:

donde X(t) es el vector de estado, A es la matriz de estado y W(t) es el vector de ruido del proceso.

La salida estimada y(t) está representada por la suma de las partes reales de los vectores giratorios (xi y X ³ ) y el componente de cc (X ⁵ ):

donde C es la matriz de salida y v(t) es el ruido de medición.

Las variaciones de los ruidos del proceso y de la medición se definen previamente mediante prueba y error para lograr una coincidencia satisfactoria entre la salida medida y la estimada de un ejemplo. La estimación del estado óptimo, según la formulación del filtro de Kalman, se calcula de la siguiente manera:

donde Ke es la ganancia de Kalman óptima calculada a partir de las varianzas de ruido y las matrices del modelo. El vector de estado estimado (X(t)) se obtiene integrando la ecuación diferencial anterior.

A continuación, el controlador 132 de retroalimentación de estado se aplica usando una combinación lineal de las partes real e imaginaria de los vectores del espacio modelo como la variable de control u(t):

El valor de CC no se usa en el cálculo de la variable de control para garantizar un controlador con ganancia de CC igual a 0. Las frecuencias f i y f ² y ganancias kci , k ^C2 , kc³y kc⁴aplicadas a las variables de estado son los seis parámetros de diseño del estabilizador del módulo 130 de amortiguación. El modelo de espacio de estado final del módulo 130 de amortiguación se expresa de la siguiente manera:

donde E = A - KeC, G = Ke y H = -Kc. Este modelo es de entrada única y salida única (SISO), lineal e invariable en el tiempo (LTI). Por lo tanto, se puede calcular una función de transferencia de quinto orden equivalente para representar exactamente este modelo SISO y LTI. La estructura de esta función de transferencia se puede escribir como:

( ■) = ^ _ W W __________ s (s 2 + Ip-jWn-sS + wl-j) __________

5 Y(s) ⁽¹+ ^{T2s )} ( ^s¿ + 2pI wttls 2f>¿wn2s w¿2)

donde pi y Wni son, respectivamente, el factor de amortiguación y la frecuencia natural (rad/s) del componente de segundo orden de frecuencia más baja en la función de transferencia del filtro; p²y Wn²son, respectivamente, el factor de amortiguación y la frecuencia natural (rad/s) del componente de segundo orden de frecuencia superior en la función de transferencia del filtro; p³y Wn³son, respectivamente, el factor de amortiguación y la frecuencia natural (rad/s) de los ceros de segundo orden en la función de transferencia del filtro; K es una ganancia adicional de la función de transferencia del filtro; Ti es la constante de tiempo de adelanto en el compensador de primer orden de adelanto-atraso; y T²es la constante de tiempo de atraso en el compensador de primer orden de adelanto-atraso.

Téngase en cuenta que el módulo 130 de amortiguación no se aplica como función de transferencia debido a la menor robustez de este tipo de implementación. Sin embargo, la función de transferencia es útil para comprender el efecto del módulo 130 de amortiguación en el dominio de la frecuencia. F(s) muestra que el módulo 130 de amortiguación resultante es un filtro de paso de banda doble sincronizado en dos frecuencias diferentes, Wni y Wn²en rad/s, junto con un compensador de adelanto-atraso de primer orden para lograr un margen de estabilidad aceptable. Cuanto más débil sea la red conectada al generador, mayor será la separación requerida entre Wni y Wn²es. Dividir el filtro de paso de banda en dos (alrededor de frecuencias Wni y Wn²) es muy conveniente cuando se trata de redes débiles.

La implementación en tiempo real más robusta se obtiene mediante un modelo de espacio de estado en tiempo discreto con un tiempo de muestreo Ts y la siguiente formulación:

siendo M = Ad -KeC y

La Figura 4 presenta una realización preferida de la sintonización fuera de línea del filtro de Kalman y la configuración del controlador de retroalimentación de estado para una operación robusta. Las operaciones sensibles se definen primero 310, a continuación, se calcula el conjunto de plantas 320, se lleva a cabo un proceso de optimización 330 y, como resultado, se define 340 la configuración del controlador de retroalimentación de estado y el filtro de Kalman. El filtro de Kalman y el controlador de retroalimentación de estado requieren seis parámetros de sintonización correspondientes a las frecuencias de los dos vectores giratorios (filtro de Kalman) y las cuatro ganancias (controlador de retroalimentación de estado) aplicadas a los componentes de seno y coseno de los dos vectores giratorios. Estos parámetros se sintonizan para obtener una solución robusta para todos los escenarios operativos que implican diferentes velocidades del viento, nivel de energía reactiva e impedancia de cortocircuito. Los criterios de estabilidad empleados en la optimización son amortiguación mínima y sensibilidad máxima. La función objetivo es la minimización de la máxima sensibilidad de todos los escenarios posibles garantizando que el sistema sea estable. Esto significa que la amortiguación mínima de todo el sistema (es decir, controladores de máquinas, transformadores y red) en todos los escenarios considerados debería ser positiva.

Sintonizar el módulo 130 de amortiguación implica una optimización realizada usando un conjunto de plantas factibles. Este conjunto de plantas está definido por la linealización de un modelo no lineal del sistema de alimentación en diferentes puntos de operación y valores de parámetros críticos. Por ejemplo, se consideran diferentes valores de velocidad del viento, reactancia de la red, factor de compensación o energía reactiva cuando se define el conjunto de plantas para la sintonización del módulo 130 de amortiguación. Los parámetros de optimización son frecuencias f i y f²y ganancias kci, kC², kc³y kc⁴en el módulo 130 de amortiguación, mientras que las variaciones del filtro de Kalman de ruido se establecen como valores constantes. La función de costo de optimización es la sensibilidad máxima del sistema con un módulo 130 de amortiguación elegido. Esta función de costo de optimización solo se considera válida si se garantiza la estabilidad del sistema de alimentación, es decir, la amortiguación mínima calculada por análisis modal debe ser mayor que cero. Esta función de costo de optimización es una selección estándar en la teoría de control robusto.

Claims

REIVINDICACIONES

i . Sistema de amortiguación de oscilaciones e interacciones subsincrónicas que comprende:

- medios de medición adaptados para medir una medición (200) de energía de entrada;

- al menos un módulo (130) de amortiguación integrado en un transformador (100) de rotor, estando el al menos un módulo (130) de amortiguación adaptado para generar una señal (210) de amortiguación de salida a partir de la medición (200) de energía de entrada;

- al menos un controlador proporcional integral integrado en el transformador (100) de rotor, estando la señal (210) de amortiguación incorporada a una entrada del al menos un controlador proporcional integral; y

-medios de control adaptados para aplicar una salida del al menos un controlador proporcional integral a un rotor de máquina;

caracterizado por que el al menos un módulo (130) de amortiguación comprende además un filtro (131) de Kalman y un controlador (132) de retroalimentación de estado con un primer vector giratorio para modos subsincrónicos y un segundo vector giratorio para modos supersincrónicos.
2. Sistema según la reivindicación 1 caracterizado por que el controlador proporcional integral en cuya entrada se incorpora la señal (210) de amortiguación es un controlador (110) proporcional integral de energía.
3. Sistema según la reivindicación 2, caracterizado por que el sistema comprende además un módulo (140) de sustracción a la entrada del controlador (110) proporcional integral de energía que resta la señal (210) de amortiguación de un valor de punto de ajuste para la energía activa (Pref).
4. Sistema según la reivindicación 2, caracterizado por que el sistema comprende además un módulo (140) de sustracción a la entrada del controlador (110) proporcional integral de energía que resta la señal (210) de amortiguación de un valor de punto de ajuste para la energía reactiva (Qref).
5. Sistema según la reivindicación 1, caracterizado por que el controlador proporcional integral en cuya entrada se incorpora la señal (210) de amortiguación es un controlador (120) proporcional integral de corriente.
6. Sistema según la reivindicación 5, caracterizado por que el sistema comprende además un módulo multiplicador (150) que multiplica la señal (210) de amortiguación por una relación entre la inductancia magnetizante (Lm) del generador de inducción y la inductancia del estator (Ls); y un módulo (140) de sustracción a la entrada del controlador (120) proporcional integral de corriente que resta la señal (210) de amortiguación multiplicada de los componentes de corriente del rotor del eje d del punto de ajuste (idref).
7. Sistema según la reivindicación 5, caracterizado por que los componentes de corriente del rotor del eje d del punto de ajuste (idref) se calculan en un controlador (110) proporcional integral de energía usando como entradas la energía activa (P) y la energía activa del punto de ajuste (Pref).
8. Sistema según la reivindicación 5, caracterizado por que los componentes de corriente del rotor del eje d del punto de ajuste (idref) se calculan en un controlador (110) proporcional integral de energía usando como entradas la energía reactiva (Q) y la energía reactiva del punto de ajuste (Qref).
9. Sistema según cualquiera de las reivindicaciones anteriores caracterizado por que la medición (200) de energía de entrada se selecciona entre la energía activa de turbina eólica (P) y la tensión de acoplamiento común (Vpcc).
10 Método de amortiguación de oscilaciones e interacciones subsincrónicas que comprende:

- medir una medición (200) de energía de entrada;

- generar una señal (210) de amortiguación de salida a partir de la medición (200) de energía de entrada; e

- incorporar la señal (210) de amortiguación a una entrada de un controlador proporcional integral; - aplicar una salida del controlador proporcional integral a un rotor de máquina;

caracterizado por que generar una señal (210) de amortiguación de salida comprende además aplicar un filtro (131) de Kalman y un controlador (132) de retroalimentación de estado con un primer vector giratorio para modos subsincrónicos y un segundo vector giratorio para modos supersincrónicos.
11. Método según la reivindicación 10, caracterizado por que las variables del primer vector giratorio comprenden una primera frecuencia (f¹), una primera ganancia (kd) y una segunda ganancia (kc²); y las variables del segundo vector giratorio comprenden una segunda frecuencia f ²), una tercera ganancia (ka) y una cuarta ganancia (k*).
12. Método según cualquiera de las reivindicaciones 10 u 11, caracterizado por que se aplica el filtro (131) de Kalman a través de un modelo de espacio de estado en tiempo discreto con un tiempo de muestreo (Ts).
13. Método según cualquiera de las reivindicaciones 10 a 12, caracterizado por que el método comprende además optimizar las variables del primer vector giratorio y el segundo vector giratorio minimizando la sensibilidad máxima bajo una restricción de amortiguación positiva para una pluralidad de escenarios de plantas de generación de turbinas eólicas.
14. Método según la reivindicación 13, caracterizado por que la pluralidad de escenarios de plantas de generación de turbinas eólicas comprende variaciones de al menos un parámetro seleccionado entre la velocidad del viento, la reactancia de la red, el factor de compensación y la energía reactiva.
15. Un programa informático que comprende instrucciones para hacer que el sistema según cualquiera de las reivindicaciones 1 - 9 realice las etapas del método según cualquiera de las reivindicaciones 10 a 14.