ES2932899T3

ES2932899T3 - Métodos para operar sistemas generadores de inducción doblemente alimentados y generador de inducción doblemente alimentado

Info

Publication number: ES2932899T3
Application number: ES19179119T
Authority: ES
Inventors: Kai Alexander Rothenhagen; Aurelie Bocquel
Original assignee: GE Energy Power Conversion Technology Ltd
Current assignee: GE Energy Power Conversion Technology Ltd
Priority date: 2019-06-07
Filing date: 2019-06-07
Publication date: 2023-01-27
Anticipated expiration: 2039-06-07
Also published as: WO2020245385A1; US12126298B2; PT3748797T; EP3748797A1; AU2020289221A1; EP3748797B1; US20220231622A1; AU2020289221B2

Abstract

Se describe un sistema (100) de generador de inducción doblemente alimentado (DFIG). El sistema DFIG (100) incluye una máquina eléctrica de inducción (102) que incluye un estator que tiene un devanado de estator y un rotor que tiene un devanado de rotor. El devanado del estator está conectado eléctricamente al menos a un terminal de salida (108) y el devanado del rotor está conectado eléctricamente al al menos un terminal de salida (108) por medio de un convertidor de potencia. El convertidor de potencia incluye un primer rectificador/inversor activo (130a) con terminales de CA de corriente alterna conectados eléctricamente al devanado del rotor y terminales de CC de corriente continua, y un segundo rectificador/inversor activo (136a) con terminales de CC conectados eléctricamente a los terminales de CC. del primer rectificador/inversor activo por un enlace de CC (138a), y terminales de CA conectados eléctricamente al al menos un terminal de salida (108). (Traducción automática con Google Translate, sin valor legal)

Description

DESCRIPCIÓN

Métodos para operar sistemas generadores de inducción doblemente alimentados y generador de inducción doblemente alimentado

Campo técnico

La presente invención se refiere a métodos para operar sistemas de generadores de inducción doblemente alimentados (DFIG), y en particular cuando el sistema ^dFⁱG se usa para cargar una línea de energía de CA que forma parte de una red eléctrica de CA local y/o cuando la red eléctrica de CA local funciona en modo aislado antes de conectarse a una red eléctrica de CA remota o a una red pública cerrando un disyuntor remoto y durante un breve período de tiempo a partir de entonces.

Antecedentes de la técnica

Los DFIG son máquinas eléctricas de inducción bien conocidas que a menudo se utilizan para la generación de energía renovable.

Un DFIG típico incluye un estator que tiene un devanado de estator trifásico y un rotor que tiene un devanado de rotor trifásico. Usualmente, el devanado de estator se conecta eléctricamente a una red eléctrica de corriente alterna (CA) o a una red pública que funciona a una frecuencia fija (la "frecuencia de la red"), por ejemplo, 50 o 60 Hz. El DFIG es una máquina eléctrica cuya velocidad mecánica (es decir, la velocidad a la que rota el árbol de rotor) se puede variar al ajustar la frecuencia de la corriente CA alimentada al devanado de rotor (la "frecuencia del rotor"). En la práctica, esto significa que la frecuencia del rotor y la frecuencia de la red suelen ser diferentes.

Un sistema DFIG puede incluir el DFIG (es decir, la máquina eléctrica de inducción) y el convertidor de potencia, el controlador, etc. asociados. El sistema DFIG puede incluir terminales de salida (p. ej., tres terminales para una salida trifásica) que pueden conectarse eléctricamente a la red eléctrica de CA o la red pública mediante un circuito de CA externo. El circuito de CA externo típicamente es un circuito trifásico y puede incluir un transformador elevador y un disyuntor. El disyuntor normalmente se encuentra en el lado de alta tensión (HV) del transformador elevador y, a veces, se le denomina disyuntor de HV.

El devanado de estator se conecta eléctricamente a los terminales de salida del sistema DFIG.

El devanado de rotor se conecta eléctricamente a los terminales de salida del sistema DFIG por medio de anillos deslizantes y un convertidor de potencia. El convertidor de potencia incluye un primer rectificador/inversor activo (o "convertidor del lado de la máquina") con terminales de CA conectados eléctricamente al devanado de rotor y terminales de corriente continua (CC). El convertidor de potencia también incluye un segundo rectificador/inversor activo (o "convertidor del lado de la red") con terminales de CC conectados eléctricamente a los terminales de CC del convertidor del lado de la máquina mediante un enlace de CC, y terminales de CA conectados eléctricamente a la salida del sistema DFIG, opcionalmente mediante un transformador.

Para la generación de energía eólica o hidráulica, por ejemplo, el árbol de rotor del DFIG se conecta mecánicamente a un conjunto de turbina con palas de turbina que pueden rotar por el viento o por el flujo de agua. El árbol de rotor del DFIG puede conectarse mecánicamente al conjunto de turbina por medio de una cadena de impulsión de manera que la rotación del conjunto de turbina haga rotar el árbol de rotor. La cadena de impulsión puede incluir una caja de engranajes.

El devanado de estator se conecta eléctricamente a los terminales de salida del sistema DFIG y, en funcionamiento normal, debe proporcionar alimentación de CA trifásica a la frecuencia de la red.

El campo magnético creado en el rotor del DFIG no es estático sino que rota a una velocidad proporcional a la frecuencia del rotor. Esto significa que el campo magnético rotatorio que pasa a través de los devanados de estator del DFIG no solo rota en respuesta a la rotación física del rotor, sino también debido al efecto de rotación producido por la corriente CA alimentada al devanado de rotor (la "corriente de rotor"). Por lo tanto, tanto la velocidad de rotación del rotor como la frecuencia de la corriente de rotor determinan la velocidad del campo magnético rotatorio que pasa a través del devanado de estator y, en consecuencia, la frecuencia de la corriente alterna inducida en el devanado de estator (la "frecuencia de estator" y la "corriente de estator").

Durante el funcionamiento normal, la frecuencia de estator debe ser constante e igual a la frecuencia de la red a pesar de los cambios en la velocidad del rotor, que serán provocados por cambios en la velocidad del viento o la velocidad del flujo de agua, por ejemplo. Esto significa que la frecuencia del rotor debe ajustarse continuamente para compensar.

El devanado de rotor se conecta eléctricamente a los terminales de salida del sistema DFIG por medio del convertidor de potencia. El convertidor del lado de la máquina puede controlarse para establecer los parámetros eléctricos de la corriente de rotor, incluida la frecuencia del rotor. Para establecer estos parámetros eléctricos, el convertidor del lado de la máquina puede usar control vectorial, por ejemplo, control vectorial de dos ejes en un marco de referencia rotatorio (por ejemplo, un marco de referencia dq) como se explica con más detalle a continuación.

Las Figuras 1 y 2 muestran un sistema DFIG básico 1 que incluye un DFIG 2 cuyo árbol de rotor se conecta mecánicamente a un conjunto de turbina 4 por medio de un tren de impulsión 6. El conjunto de turbina 4 incluye una pluralidad de palas que pueden rotar por el viento o por el flujo de agua para la generación de energía hidroeléctrica. La velocidad de rotación del conjunto de turbina 4 puede regularse mediante un regulador de turbina (no mostrado). En el caso de la generación de energía hidroeléctrica, el regulador de turbina puede controlar la velocidad de rotación al abrir y cerrar las compuertas de postigo que controlan el flujo de agua al conjunto de turbina. Para la generación de energía eólica, el regulador de turbina correspondiente puede controlar la velocidad de rotación del conjunto de turbina eólica mediante el control de paso de las palas, por ejemplo.

El devanado de estator del DFIG 2 se conecta eléctricamente a los terminales de salida 8 mediante un circuito de CA trifásica 10.

Los terminales de salida 8 del DFIG 2 se conectan eléctricamente a una red eléctrica de CA trifásica remota o a la red pública 20 (en adelante, "red eléctrica remota") por medio de un circuito de CA trifásica externo que incluye una línea eléctrica de CA 12, un disyuntor HV 14 y un transformador elevador 16. En la Figura 1, la línea eléctrica de CA 12 se muestra conectada eléctricamente a un puesto de distribución remoto 18 que, a su vez, se conecta eléctricamente a la red remota 20 por medio de un disyuntor remoto 22. Tanto el disyuntor HV 14 como el disyuntor remoto 22 están cerrados. El circuito de CA trifásica externo forma parte de una red eléctrica de CA trifásica local (en adelante, "red eléctrica local") a la que se conecta eléctricamente el sistema DFIG 1. En las Figuras 1 y 2, se muestra que la red eléctrica local se conecta eléctricamente a la red eléctrica remota y está funcionando en un "modo conectado a la red".

El devanado de rotor se conecta eléctricamente a un convertidor 24 del lado de la máquina mediante un circuito de CA trifásica 26. Un convertidor 28 del lado de la red se conecta eléctricamente al convertidor 24 del lado de la máquina mediante un enlace de CC 30 con uno o más condensadores. El convertidor 28 del lado de la red se conecta eléctricamente a los terminales de salida 8 mediante un circuito de CA trifásica 32 que incluye un transformador 34. El convertidor del lado de la red, el puesto de distribución remoto y la red eléctrica remota se han omitido en la Figura 2 para mayor claridad.

Se comprenderá que el DFIG 2 tiene una relación de transferencia entre el devanado de estator y el devanado de rotor que típicamente no es 1:1, muy parecida a la de un transformador. Para modelar y calcular de manera congruente el comportamiento de DFIG, los valores del rotor normalmente se refieren al estator y esto normalmente se indica añadiendo un guion o un índice al valor. Todos los valores del rotor mencionados en esta memoria se refieren al estator, pero sin ninguna indicación o marca especiales.

El convertidor 24 del lado de la máquina incluye una pluralidad de conmutadores de semiconductores controlables que se controlan para encenderse y apagarse para la conversión de energía. De manera similar, el convertidor 28 del lado de la red incluye una pluralidad de conmutadores de semiconductores controlables que se controlan para encenderse y apagarse para la conversión de energía.

Con referencia a la Figura 2, un controlador 36A para el convertidor 24 del lado de la máquina incluye un generador de patrón de impulsos 38 para generar impulsos de activación para controlar los conmutadores de semiconductores del convertidor del lado de la máquina para encender y apagar. Los impulsos de activación se generan utilizando señales de salida de un controlador de corriente 40 de eje directo (o "eje d") y un controlador de corriente 42 de eje de cuadratura (o "eje q").

El controlador 36A controla el convertidor 24 del lado de la máquina según un esquema de control conocido mientras la red eléctrica local está funcionando en el modo conectado a la red.

La corriente de rotor Ir puede medirse utilizando transductores de corriente adecuados u otros dispositivos de medición y se convierte del marco de referencia trifásico al marco de referencia dq en función de un ángulo de transformación Yr. El marco de referencia dq es un marco de referencia rotatorio, que típicamente rota a la frecuencia de estator del DFIG 2. En el marco de referencia dq, el valor medido de la corriente de rotor tiene un componente de eje d (o "corriente de rotor de eje d Idr*) y un componente de eje q (o "corriente de rotor de eje q Iqr*).

El controlador de corriente de eje d 40 recibe una señal de entrada Aid derivada de una diferencia entre una referencia de corriente de rotor de eje d Idr* y la corriente de rotor de eje d Idr. y proporciona una tensión de rotor en el eje d Vdr que se convierte del marco de referencia dq al marco de referencia trifásico usando el ángulo de transformación Yr. El controlador de corriente de eje q 42 recibe una señal de entrada Aiqr derivada de una diferencia entre una referencia de corriente de rotor de eje q Iqr* y la corriente de rotor de eje q Iqr y proporciona una tensión de rotor de eje q Vqr que se convierte del marco de referencia dq al marco de referencia trifásico usando el ángulo de transformación y r.

La referencia de corriente de rotor Idr* puede ser proporcionada por un controlador de potencia activa, par o velocidad, por ejemplo, y puede ser indicativa de una potencia activa, par o velocidad deseados para el DFIG 2. La tensión de rotor del eje d Vdr proporcionada por el controlador de corriente de eje d 40 se usa para controlar los conmutadores de semiconductores del convertidor 24 del lado de la máquina para lograr la potencia activa, el par o la velocidad deseados que corresponden a la referencia de corriente Idr*. La referencia de corriente de rotor Iqr* puede ser proporcionada por un controlador de potencia reactiva, tensión o factor de potencia, por ejemplo, y puede ser indicativa de una potencia reactiva, tensión o factor de potencia deseados para el DFIG 2. La tensión de rotor de eje q Vqr proporcionada por el controlador de corriente de eje q 42 se usa para controlar los conmutadores de semiconductores del convertidor 24 del lado de la máquina para lograr la potencia reactiva, la tensión o el factor de potencia deseados que corresponden a la referencia de corriente Iq*.

El controlador de corriente de eje d 40 y el controlador de corriente de eje q 42 pueden ser controladores proporcionales-integrales (PI), por ejemplo.

Las tensiones de rotor de eje d y eje q Vdr, Vqr derivadas por los controladores de corriente de eje d y q 40, 42 se convierten del marco de referencia dq al marco de referencia trifásico en función del ángulo de transformación y r y se proporcionan como entrada al generador de patrones de impulsos 38.

En el esquema de control conocido, el ángulo de transformación Yr (o "ángulo de rotor") utilizado para convertir entre los marcos de referencia dq y trifásico se deriva del ángulo del árbol de rotor (el "ángulo mecánico") Ym y el ángulo de la tensión de estator (el "ángulo de estator") Ys como sigue:

Yr = Ys - Ym

El ángulo de estator Ys corresponde a la integral de la frecuencia angular de estator Ws (es decir, Ys(t) = INT{Ws}dt) y se puede determinar a partir de la tensión de estator medida utilizando un bucle de bloqueo de fase (PLL), por ejemplo.

El ángulo mecánico Ym corresponde a la integral de la velocidad de árbol de rotor Wm (es decir, Ym(t) = INT{Wm}dt) y se puede determinar utilizando un codificador adecuado u otro dispositivo de medición dentro del DFIG.

El ángulo de rotor Yr corresponde a la frecuencia angular de rotor Wr (es decir, Yr(t) = INT{Wr}dt = INT{(Ws - Wm)}dt). Por lo tanto, se puede ver que la frecuencia angular de rotor Wr normalmente no es sustancialmente constante sino que normalmente variará en respuesta a los cambios en la velocidad de árbol de rotor, por ejemplo, como resultado de cambiar los puntos de operación.

El convertidor 28 del lado de la red puede controlarse para establecer los parámetros eléctricos de la corriente de la red y puede transferir potencia activa entre el convertidor del lado de la máquina y la red eléctrica de CA o la red pública. El convertidor 28 del lado de la red también se puede controlar para mantener la tensión de enlace de CC.

Farsani Pooyan Moradi et al.: "Synchrophasor-enabled power grid restoration with DFIG-based wind farms and VSC-HVDC transmission system", IET Generation, Transmission & Distribution, IET, Reino Unido, vol. 12, núm. 6, 27 de marzo de 2018, páginas 1339-1345, divulga un sistema DFIG según el preámbulo de la reivindicación 1.

Compendio de la invención

La presente invención se refiere a un método para operar un sistema de generador de inducción doblemente alimentado (DFIG) que comprende una máquina eléctrica de inducción que incluye un estator que tiene un devanado de estator y un rotor que tiene un devanado de rotor, en donde el devanado de estator se conecta eléctricamente a al menos un terminal de salida y el devanado de rotor se conecta eléctricamente al menos un terminal de salida del sistema DFIG por medio de un convertidor de potencia que incluye:

un primer rectificador/inversor activo con terminales CA de corriente alterna conectados eléctricamente al devanado de rotor y terminales CC de corriente continua; y

un segundo rectificador/inversor activo con terminales de CC conectados eléctricamente a los terminales de CC del primer rectificador/inversor activo mediante un enlace de CC, y terminales de CA conectados eléctricamente a al menos un terminal de salida;

en donde el método comprende la etapa de controlar el primer rectificador/inversor activo de modo que la frecuencia de la corriente CA en sus terminales CA se mantenga sustancialmente constante durante al menos uno de un "modo de carga de línea" y un "modo aislado", es decir, se mantiene una frecuencia del rotor sustancialmente constante durante uno o ambos de estos modos de funcionamiento como se define en esta memoria, de manera que la máquina eléctrica de inducción se comporta como una máquina eléctrica sincrónica.

Dicho de otra manera, se impone una frecuencia del rotor sustancialmente constante en el sistema DFIG para que la máquina eléctrica de inducción se comporte como una máquina eléctrica sincrónica, por ejemplo en lo que respecta a cómo reacciona a los cambios en la frecuencia de la red, la deriva, etc. Esto también significa que las estrategias de control existentes para máquinas eléctricas sincrónicas pueden usarse para controlar la máquina eléctrica de inducción en algunas circunstancias.

El sistema DFIG normalmente estará conectado eléctricamente o formará parte de una red eléctrica de CA trifásica local (en adelante, "red eléctrica local") que incluye una línea eléctrica de CA. La red eléctrica local también puede incluir componentes adicionales, como un disyuntor local, un transformador elevador, etc. La red eléctrica local también se puede conectar a una red eléctrica de CA trifásica o red pública (más adelante en esta memoria "red eléctrica remota") por medio de un disyuntor remoto que se conecta eléctricamente a la línea eléctrica de CA.

Cuando el disyuntor remoto está cerrado, la red eléctrica local se conecta eléctricamente a la red eléctrica remota y se puede considerar que funciona en un "modo conectado a la red".

Cuando el disyuntor remoto está abierto, la red eléctrica local no se conecta eléctricamente a la red eléctrica remota y se puede considerar que funciona en uno de dos modos diferentes, a saber:

- un "modo de carga de línea" donde la línea eléctrica de CA de la red eléctrica local se conecta eléctricamente al sistema DFIG y es cargada por el sistema DFIG, y

- un "modo aislado" donde la línea eléctrica de CA ha sido cargada por el sistema DFIG y la red eléctrica local aún no se conecta eléctricamente a la red eléctrica remota.

Como se describe con más detalle a continuación, en el modo conectado a la red, la regulación de frecuencia y tensión típicamente estará a cargo de la red eléctrica remota. Aunque en el modo aislado, otras fuentes de energía pueden conectarse eléctricamente de manera opcional a la red eléctrica local, estas fuentes de energía típicamente tendrán unos valores nominales más pequeños que el sistema DFIG, de modo que la regulación de frecuencia y tensión de la red eléctrica local normalmente estará determinada por el sistema DFIG. Típicamente, el sistema DFIG también tendrá la mayor inercia efectiva y, por lo tanto, determinará la frecuencia de la red eléctrica local.

A medida que la red eléctrica local pasa por los diversos modos de funcionamiento, el sistema DFIG normalmente funcionará en una secuencia de etapas correspondiente, por ejemplo, desde una paralización hasta el funcionamiento normal. El primer rectificador/inversor activo del sistema DFIG puede controlarse usando diferentes esquemas de control durante estas diferentes etapas.

El sistema DFIG normalmente funcionará según el presente método (es decir, para mantener una frecuencia del rotor sustancialmente constante) cuando la red eléctrica local funcione en el modo de carga de línea o en el modo aislado. El sistema DFIG también se puede operar según el presente método durante un período corto de tiempo inmediatamente después de que se cierre el disyuntor remoto para conectar la red eléctrica local a la red eléctrica remota (es decir, cuando la red eléctrica local funciona en el modo conectado a la red). Una vez que se cierra el disyuntor remoto, el sistema DFIG normalmente pasará al funcionamiento normal, es decir, donde el rectificador/inversor activo se controla utilizando un esquema de control conocido, como el esquema de control descrito anteriormente con referencia a la Figura 2, por ejemplo. Más específicamente, el primer rectificador/inversor activo normalmente se controlará según un esquema de control apropiado durante las etapas de funcionamiento del sistema DFIG que corresponden a los modos de carga de línea, aislado y conectado a la red eléctrica local.

La frecuencia de la corriente CA en los terminales CA del segundo rectificador/inversor activo (es decir, la frecuencia de estator) puede variar durante al menos uno de los modos de carga de línea y modo aislado cuando la frecuencia del rotor se mantiene sustancialmente constante. La frecuencia de estator también puede variar durante un modo conectado a la red después de que se cierra el disyuntor remoto y la red eléctrica local se conecta eléctricamente a la red eléctrica remota.

La etapa de controlar el primer rectificador/inversor activo puede comprender además usar un ángulo de rotor como ángulo de transformación, por ejemplo, para convertir entre un marco de referencia trifásico y un marco de referencia rotatorio.

El ángulo de rotor puede obtenerse mediante un generador de ángulo de rotor.

En una disposición, el generador de ángulo de rotor puede derivar el ángulo de rotor a partir de una referencia de frecuencia de rotor constante o sustancialmente constante (p. ej. un valor preestablecido o un valor que se deriva de una tabla de consulta a un puntero como potencia de estator, potencia de red, velocidad de árbol de rotor, etc. durante el(los) modo(s) de funcionamiento). El ángulo de rotor puede corresponder a la integral de la referencia de frecuencia de rotor (es decir, Yr = INT{w r*}dt) como se explica con más detalle a continuación, donde Yr es el ángulo de rotor generado y w r* es la referencia de frecuencia de rotor. La referencia de frecuencia de rotor es indicativa de una frecuencia del rotor deseada que debe mantenerse para el DFIG durante los modos de funcionamiento relevantes.

Se entenderá que el ángulo de rotor derivado mantendrá una frecuencia del rotor sustancialmente constante.

En una disposición, el generador de ángulo de rotor puede derivar el ángulo de rotor utilizando un algoritmo en función de la potencia de estator, la potencia de red, la velocidad de árbol de rotor, etc. durante el modo o modos de funcionamiento. Se entenderá que el ángulo de rotor derivado mantendrá una frecuencia del rotor sustancialmente constante. En una disposición, el generador de ángulo de rotor puede derivar el ángulo de rotor utilizando un controlador (por ejemplo, un controlador proporcional integral (PI) u otro controlador adecuado). El controlador puede recibir una señal de entrada que se deriva de una diferencia entre una referencia de velocidad y una velocidad medida de árbol de rotor. La referencia de velocidad puede ser proporcionada por un regulador de velocidad que regula la velocidad de árbol de rotor del DFIG, p. ej. de un regulador de turbina que puede controlar el flujo de agua a una hidroturbina al abrir o cerrar compuertas de postigo, o el paso de palas en el caso de un aerogenerador. La salida del controlador puede ser un ángulo de rotor dinámico que se puede sumar a un ángulo de rotor base que se deriva del ángulo de estator y el ángulo mecánico.

El primer rectificador/inversor activo puede controlarse usando control vectorial, por ejemplo, control vectorial de dos ejes.

Un controlador para el primer rectificador/inversor activo puede incluir un generador de patrones de impulsos para generar impulsos de excitación para controlar los conmutadores de semiconductores del primer rectificador/inversor activo para encender y apagar. Los impulsos de accionamiento pueden generarse usando señales de salida de un primer controlador de eje y un segundo controlador de eje. En una disposición, uno del primer controlador de eje y el segundo controlador de eje pueden omitirse o reemplazarse con un valor preestablecido que puede ser cero. En una disposición, donde el marco de referencia rotatorio es un marco de referencia dq, el primer controlador de eje es un controlador directo (o "eje d") y el segundo controlador de eje es un controlador de cuadratura (o "eje q").

La corriente de rotor se puede medir utilizando dispositivos de medición adecuados y se puede convertir del marco de referencia trifásico al marco de referencia rotatorio (p. ej., el marco de referencia dq) en función del ángulo de rotor derivado del generador de ángulo de rotor. El marco de referencia dq es un marco de referencia rotatorio, que típicamente rota a la frecuencia de estator del DFIG. En el marco de referencia dq, la corriente de rotor medida tiene un componente de eje d (la "corriente de rotor de eje d") y un componente de eje q (la "corriente de rotor de eje q").

El primer controlador de eje puede recibir una señal de entrada derivada de una diferencia entre una referencia de corriente de rotor y una corriente de rotor medida en el marco de referencia rotatorio. En una disposición, el controlador de eje d puede recibir una señal de entrada derivada de una diferencia entre una referencia de corriente de rotor de eje d y la corriente de rotor de eje d. El segundo controlador de eje puede recibir una señal de entrada derivada de una diferencia entre una referencia de corriente de rotor y una corriente de rotor medida en el marco de referencia rotatorio. En una disposición, el controlador de eje q puede recibir una señal de entrada derivada de una diferencia entre una referencia de corriente de rotor de eje q y la corriente de rotor de eje q.

La referencia de corriente de rotor y la corriente de rotor medida para el primer eje se pueden proporcionar a un primer nodo sumador que resta la corriente de rotor medida de la referencia de corriente de rotor y proporciona la diferencia al primer controlador de eje. La referencia de corriente de rotor y la corriente de rotor medida para el segundo eje se pueden proporcionar a un segundo nodo sumador que resta la corriente de rotor medida de la referencia de corriente de rotor y proporciona la diferencia al segundo controlador de eje.

La referencia de corriente de rotor para el primer controlador de eje puede ser indicativa de un primer parámetro deseado (por ejemplo, potencia activa, par o velocidad) y la señal de salida del primer controlador de eje puede controlar los conmutadores de semiconductores del primer rectificador/inversor activo para lograr el nivel deseado del primer parámetro que corresponde a la referencia de corriente de rotor para el primer eje. La referencia de corriente de rotor para el segundo controlador de eje puede ser indicativa de un segundo parámetro deseado (por ejemplo, potencia reactiva, tensión o factor de potencia) y la señal de salida del segundo controlador de eje puede usarse para controlar los conmutadores de semiconductores del primer rectificador/inversor activo para lograr el nivel deseado del segundo parámetro que corresponde a la referencia de corriente de rotor para el segundo eje.

El primer controlador de eje puede ser un controlador PI y el segundo controlador de eje puede ser un controlador PI, por ejemplo.

La señal de salida del primer controlador de eje puede usarse para controlar la potencia activa del DFIG y, en consecuencia, la velocidad de rotación, el par o la corriente activa de estator. La señal de salida del segundo controlador de eje puede usarse para controlar la potencia reactiva del DFIG y, en consecuencia, la tensión de estator, la corriente reactiva de estator o el factor de potencia de estator.

El ángulo de rotor obtenido por el generador de ángulo de rotor se puede utilizar como un ángulo de transformación para el controlador al convertir entre el marco de referencia trifásico y el marco de referencia dq. Las señales de salida del primer controlador de eje y el segundo controlador de eje pueden convertirse del marco de referencia dq al marco de referencia trifásico utilizando el ángulo de rotor para derivar señales de control para el generador de patrón de impulsos, por ejemplo.

El controlador puede incluir un generador de ángulo de estator que deriva un ángulo de estator a partir de un valor medido de la tensión de estator utilizando un bucle de bloqueo de fase (PLL), por ejemplo. La corriente de estator se puede medir utilizando transductores de corriente adecuados u otros dispositivos de medición y se puede convertir del marco de referencia trifásico al marco de referencia rotatorio (p. ej., el marco de referencia dq) según el ángulo de estator. En el marco de referencia dq, la corriente de estator medida tiene un componente de eje d (la "corriente de estator de eje d") y un componente de eje q (la "corriente de estator de eje q").

Las señales de entrada al primer controlador de eje y al segundo controlador de eje pueden derivarse además de la corriente de estator medida para el primer eje y el segundo eje, respectivamente (es decir, la corriente de estator de eje d y la corriente de estator de eje q). En una disposición, la corriente de estator del primer eje (es decir, el eje d) puede proporcionarse a un primer controlador o función de ganancia y la corriente de estator del segundo eje (es decir, el eje q) y el valor medido de la tensión de estator pueden proporcionarse a un segundo controlador o función de ganancia. La salida del primer controlador o función de ganancia puede proporcionarse al primer nodo sumador y usarse para derivar la señal de entrada al primer controlador de eje y la salida del segundo controlador o función de ganancia puede proporcionarse al segundo nodo sumador y usarse para derivar la señal de entrada al segundo controlador de eje. Las funciones de ganancia primera y segunda pueden implementarse como un valor de ganancia constante, una función de transferencia de primer orden tal como una función de paso bajo o una función PID, por ejemplo.

El uso de la corriente y la tensión de estator para derivar las señales de entrada para el primer controlador de eje y el segundo controlador de eje permite que el controlador alinee correctamente el marco de referencia rotatorio con la tensión de estator. Cuando se usa una frecuencia del rotor sustancialmente constante para derivar un ángulo de rotor como el ángulo de transformación para convertir entre los marcos de referencia trifásico y dq, por ejemplo, esta alineación podría perderse en el caso de cargar el DFIG con potencia activa. La relación entre la corriente de estator y la corriente de rotor en el caso de una alineación correcta se explica con más detalle a continuación.

La presente invención proporciona además un sistema DFIG que comprende:

una máquina eléctrica de inducción que incluye un estator que tiene un devanado de estator y un rotor que tiene un devanado de rotor, en donde el devanado de estator se conecta eléctricamente a al menos un terminal de salida del sistema DFIG y el devanado de rotor se conecta eléctricamente a al menos un terminal de salida mediante un convertidor de potencia que incluye:

un segundo rectificador/inversor activo con terminales de CC conectados eléctricamente a los terminales de CC del primer rectificador/inversor activo mediante un enlace de CC, y terminales de CA conectados eléctricamente al por lo menos un terminal de salida; y

un controlador adaptado para controlar el primer rectificador/inversor activo de modo que la frecuencia de la corriente CA en sus terminales CA se mantenga sustancialmente constante durante al menos uno de un "modo de carga de línea" y un "modo aislado".

El controlador puede adaptarse para llevar a cabo el método descrito anteriormente.

Dibujos

La Figura 1 es un diagrama esquemático de un sistema DFIG básico;

la Figura 2 es un diagrama esquemático de parte del sistema DFIG básico de la Figura 1 que muestra un controlador para el convertidor del lado de la máquina;

la Figura 3 es un diagrama esquemático de una posible implementación práctica de un sistema DFIG según la presente invención;

la Figura 4 es un diagrama de flujo de una secuencia de funcionamiento para el sistema DFIG de la Figura 3; la Figura 5 es un diagrama de flujo de una etapa de arranque autógeno de la secuencia de funcionamiento; la Figura 6 muestra los valores característicos de la etapa de arranque autógeno;

la Figura 7 es un diagrama de flujo de una etapa de carga de línea de la secuencia de funcionamiento;

la Figura 8 muestra valores característicos de la etapa de carga de línea;

la Figura 9 muestra los valores característicos de una etapa de conexión a la red de la secuencia de funcionamiento;

la Figura 10 es un diagrama esquemático de parte del sistema DFIG básico de la Figura 1 que muestra un primer controlador para el convertidor del lado de la máquina según la presente invención;

la Figura 11A es un diagrama esquemático de un primer generador de ángulo de rotor;

la Figura 11B es un diagrama esquemático de un segundo generador de ángulo de rotor;

la Figura 12 es un diagrama esquemático de un segundo controlador para el convertidor del lado de la máquina según la presente invención; y

la Figura 13 es un diagrama esquemático de un tercer controlador para el convertidor del lado de la máquina según la presente invención.

La Figura 3 muestra una posible implementación práctica de un sistema DFIG 100 adaptado específicamente para la generación de energía hidroeléctrica. El sistema DFIG 100 incluye un DFIG 102 cuyo árbol de rotor se conecta mecánicamente a un conjunto de turbina 104 por medio de un tren de impulsión 106. El conjunto de turbina 104 incluye una pluralidad de palas que pueden rotar por el flujo de agua para la generación de energía hidroeléctrica. La velocidad de rotación del conjunto de turbina 104 es regulada por un regulador de turbina (no mostrado) que controla la velocidad de rotación abriendo y cerrando compuertas de postigo (no mostradas) que controlan el flujo de agua al conjunto de turbina.

El devanado de estator del DFIG 102 se conecta eléctricamente a los terminales de salida 108 mediante un circuito de CA trifásica 110. El circuito de CA 110 incluye un disyuntor 112 y un conmutador de inversión de fase 114.

Los terminales de salida 108 del sistema DFIG 100 se conectan eléctricamente a una red eléctrica de CA trifásica remota o red pública 128 (en adelante, "red eléctrica remota") por medio de un circuito de CA trifásica externo 116. El circuito de CA 116 incluye un primer puesto de distribución 118 al que los terminales de salida 108 se conectan eléctricamente mediante un transformador elevador 120 y un disyuntor local (o HV) 122. Se pueden conectar eléctricamente sistemas DFIG adicionales al primer puesto de distribución 118 como se muestra.

El primer puesto de distribución 118 se conecta eléctricamente a un segundo puesto de distribución 124 mediante una línea eléctrica de CA 126. Se pueden conectar eléctricamente líneas de alimentación de CA adicionales al segundo puesto de distribución 124 como se muestra.

El circuito de CA 116 forma parte de una red eléctrica de CA trifásica local (en adelante, "red eléctrica local") que se conecta eléctricamente a la red eléctrica remota 128 a través del segundo puesto de distribución 124, y en particular por medio de un disyuntor remoto 168 - véase más adelante. En esta disposición, la red eléctrica local se extendería hasta el segundo puesto de distribución 124 y posiblemente a otras partes de la red eléctrica remota siempre que no haya otra fuente de energía significativa con una potencia y/o inercia nominales más altas. Cualquier sistema DFIG adicional conectado eléctricamente al primer puesto de distribución 118 puede operarse en un "modo esclavo" donde sigue el funcionamiento del sistema DFIG 100 que se muestra en la Figura 3. Alternativamente, cualquier sistema DFIG adicional puede operarse con un esquema de control conocido como el esquema de control descrito con referencia a la Figura 2, por ejemplo. Como tal, cualquier sistema DFIG adicional puede considerarse como una fuente de energía local que no tiene una potencia o inercia nominales más altas.

El segundo puesto de distribución 124 se conecta eléctricamente a la red eléctrica remota 128 que funciona a una frecuencia de red fija, por ejemplo, 50 o 60 Hz, cuando el disyuntor remoto 168 está cerrado.

El devanado de rotor del DFIG 102 se conecta eléctricamente a tres convertidores 130a-130c del lado de la máquina dispuestos en paralelo mediante un circuito de CA trifásica 132. Se entenderá fácilmente que el número de convertidores del lado de la máquina no está limitado a tres y dependerá de los requisitos generales del sistema. Una palanca 134 se conecta eléctricamente al circuito de CA 132. Un convertidor 136a-136c del lado de la red se conecta eléctricamente a cada convertidor 130a-130c del lado de la máquina mediante un enlace de CC 138a-138c con uno o más condensadores. Cada enlace de CC 138a-138c incluye un chopper de CC 140a-140c.

Cada convertidor 136a-136c del lado de la red se conecta eléctricamente a los terminales de salida 108 mediante un circuito de CA trifásica 142a-142c que incluye un transformador 144a-144c. Los circuitos de CA 142a-142c se conectan eléctricamente a un disyuntor 146 que se conecta eléctricamente a su vez a los terminales de salida 108 mediante un circuito de CA trifásica 148.

Un circuito de precarga/red auxiliar 150 se conecta eléctricamente al circuito de CA 148 e incluye un disyuntor 152. El circuito de precarga/red auxiliar 150 se conecta eléctricamente a cada enlace de CC 138a-138c mediante un contactor 154a-154c, un transformador de precarga 156a-156c y un rectificador 158a-158c. El circuito de precarga/red auxiliar 150 incluye un transformador 160 y se conecta eléctricamente a una máquina eléctrica 162 cuyo árbol de rotor es accionado por una fuente energética primaria, por ejemplo un motor diésel 164.

Otras cargas eléctricas pueden conectarse eléctricamente al circuito de precarga/red auxiliar 150 como se muestra.

Todos los disyuntores (CB), contactores, etc. se controlan para abrir y cerrar mediante un controlador (no se muestra).

Desde una paralización (etapa 0), el sistema DFIG 100 se puede operar en una secuencia de etapas que se muestra en la Figura 4. La secuencia de funcionamiento también hará que la red eléctrica local pase por diversos modos de funcionamiento y, en particular, un modo de carga de línea, un modo aislado, y eventualmente un modo conectado a la red.

Etapa de arranque autógeno de precarga (etapa 1)

Compendio: El circuito de precarga/red auxiliar 150 recibe energía de la máquina eléctrica 162 y los enlaces de CC 138a-138c se cargan usando el circuito de precarga/red auxiliar a una tensión de enlace de CC inicial.

Etapa de arranque autógeno (etapa 2)

Compendio: La excitación del DFIG 102 aumenta hasta que se pueden iniciar los convertidores 136a-136c del lado de la red. Después de iniciar los convertidores 136a-136c del lado de la red, la tensión de enlace de CC aumenta desde la tensión de enlace de CC inicial.

La secuencia detallada para la etapa de arranque autógeno se muestra en la Figura 5. Los valores característicos se muestran en la Figura 6. En particular, la Figura 6 muestra:

- la carga en el motor diésel 164 que acciona la máquina eléctrica 162 que suministra energía al circuito de precarga/red auxiliar 150 (la "carga diésel"),

- la carga en el conjunto de turbina 104 (la "carga de turbina"),

- la tensión de enlace de CC y

- la tensión de estator.

Cambiar de estado durante la etapa de arranque autógeno:

- el disyuntor 112 está cerrado,

- el seccionador de inversión de fase 114 se conecta a la "turbina" (T),

- el disyuntor 146 está cerrado,

- el disyuntor local 122 está abierto,

- los contactores de precarga 154a-154c están cerrados, y

- el disyuntor 152 está abierto.

Estado de control durante la etapa de arranque autógeno:

- El regulador de turbina controla la apertura/cierre de las compuertas de postigo para controlar la velocidad de árbol de rotor,

- los convertidores 136a-136c del lado de la red controlan la tensión de enlace de CC, y

- los convertidores 130a-130c del lado de la máquina controlan la amplitud y la frecuencia de la corriente de rotor. Después de que los enlaces de CC 138a-138c hayan sido precargados a la tensión de enlace de CC inicial en la etapa 1, se puede iniciar la etapa de arranque autógeno.

El regulador de turbina puede acercar la velocidad de árbol de rotor del DFIG 102 a la velocidad sincrónica. Por ejemplo, la velocidad de rotación del conjunto de turbina 104 y, por lo tanto, la velocidad de rotación del árbol de rotor, pueden controlarse haciendo funcionar las compuertas de postigo para controlar el flujo de agua al conjunto de turbina 104. El punto de ajuste de velocidad conducirá preferiblemente a un deslizamiento bajo para minimizar la potencia activa del rotor.

Los convertidores 130a-130c del lado de la máquina se ponen en marcha (etapa 2b) e inyectan una corriente de magnetización en el DFIG 102 para excitarlo. Como resultado de la excitación, la tensión de estator aumentará. Cualquier flujo de corriente activo en el estator aplicará un par al árbol de rotor.

Durante la etapa 2c, la referencia de corriente de magnetización se incrementa en una rampa. Cuando la tensión de estator alcanza un nivel predefinido (por ejemplo, del 20 % al 32 % de la tensión nominal del estator), se inician los convertidores 136a-136c del lado de la red (etapa 2d). El convertidor del lado de la red controla la tensión de enlace de CC.

La referencia de tensión de enlace de CC aumenta en una rampa (etapa 2e). Con el aumento de la tensión de enlace de CC desde la tensión de enlace de CC inicial, el flujo de potencia activa a través de los rectificadores de precarga 158a-158c cesará y, en su lugar, la potencia activa comenzará a fluir desde el estator a través de los transformadores 144a-144c hacia el enlace de CC.

A medida que se descarga, el circuito de precarga/red auxiliar 150 puede desconectarse de los enlaces de CC 138a-138c abriendo los contactores de precarga 154a-154c (etapa 2f). Sin embargo, puede ser necesario que los contactores de precarga 154a-154c permanezcan cerrados para suministrar energía a los enlaces de CC 138a-138c en caso de un transitorio durante las siguientes etapas, lo que conduce a una disminución en la tensión de enlace de CC.

Con la tensión de enlace de CC completamente incrementada, se puede llevar a cabo la optimización del sistema DFIG 100 general (por ejemplo, el convertidor de potencia y/o el funcionamiento del conjunto de turbina) (etapa 2g). El sistema DFIG 100 ahora funciona en una etapa aislada (etapa 3) - véase más adelante.

Etapa aislada (etapa 3)

Compendio: El sistema DFIG 100 funciona en estado estable donde la velocidad de árbol de rotor es controlada por el regulador de turbina en de facto condición sin carga. Los convertidores 130a-130c del lado de la máquina son excitados por el DFIG 102 a un nivel en el intervalo de 20 % a 32 % de la tensión nominal del estator. Los convertidores 136a-136c del lado de la red controlan la tensión de enlace de CC y cubren las pérdidas dentro del sistema eléctrico. Etapa de carga de línea (etapa 4)

Compendio: La línea eléctrica de CA 126, que anteriormente no estaba energizada, se conecta eléctricamente al DFIG 102 a través del transformador elevador 120 cerrando el disyuntor local 122. El convertidor de potencia funciona para aumentar la tensión de la línea y hacer la transición de la red eléctrica local a un modo de funcionamiento de carga de línea.

La secuencia detallada para la etapa de carga de línea se muestra en la Figura 7. Los valores característicos se muestran en la Figura 8. En particular, la Figura 8 muestra:

- la tensión de línea,

- la carga en el conjunto de turbina 104 (la "carga de turbina"),

- la tensión de enlace de CC y

- la tensión de estator.

Cambiar el estado durante la etapa de carga de línea:

- el disyuntor 112 está cerrado,

- el seccionador de inversión de fase 114 se conecta a la "turbina" (T),

- el disyuntor 146 está cerrado,

- el disyuntor local 122 está abierto y se cerrará durante la carga de línea (los disyuntores 166A, 166B que conectan la línea eléctrica de CA 126 a los puestos de distribución primero y segundo 118, 124 están cerrados), - los contactores de precarga 154a-154c están abiertos o cerrados, y

- el disyuntor 152 está abierto.

Estado de control durante la etapa de carga de línea:

- los convertidores 130a-130c del lado de la máquina controlan la amplitud y la frecuencia de la corriente de rotor. Los esquemas de control primero, segundo o tercero descritos a continuación pueden usarse para controlar los convertidores 130a-130c del lado de la máquina durante la etapa de carga de línea y mientras la red eléctrica local funciona en el modo de carga de línea. Puede preferirse el segundo esquema de control. El punto de ajuste de velocidad debe considerar la característica operativa de los convertidores 130a-130c del lado de la máquina con preferencia a tensión de salida media y del conjunto de turbina 104, que preferiblemente funciona a baja velocidad.

Se inicia la etapa de carga de línea (por ejemplo, mediante una señal de control) y se hace la preparación para cerrar el disyuntor local 122 (etapa 4a). Los disyuntores 166A, 166B que conectan la línea eléctrica de CA 126 a los puestos de distribución primero y segundo 118, 124 están cerrados. Si se cumplen todas las condiciones internas necesarias, el controlador (no mostrado) cierra el disyuntor local 122 para conectar el sistema DFIG al primer puesto de distribución 118 (etapa 4b) y la transición de la red eléctrica local a un modo de carga de línea.

Con el cierre del disyuntor local 122, la línea eléctrica de CA 126 se conectará eléctricamente al sistema DFIG 100 y puede activarse. Debido a la capacidad de la línea eléctrica de CA frente a tierra, se espera una corriente de irrupción que impone un transitorio en el DFIG 102 y el convertidor de potencia. Se espera que la tensión de estator disminuya parcialmente.

Después de recibir la retroalimentación cerrada del disyuntor local 122, y después de que finaliza el transitorio debido a la conexión de la línea, el convertidor de potencia comienza a aumentar la tensión de estator y al mismo tiempo la tensión de la línea eléctrica de CA (etapa 4c).

Al aumentar la tensión, las pérdidas del sistema DFIG aumentarán y serán cubiertas por el conjunto de turbina 104. Por ejemplo, se ajustará la apertura de las compuertas de postigo.

Etapa aislada (etapa 5)

Compendio: La línea eléctrica de CA 126 se carga a una tensión de >90 % de la tensión nominal. Las cargas pasivas se pueden conectar eléctricamente y la potencia activa se puede consumir hasta un nivel predefinido. La red eléctrica local funciona en modo aislado. Durante el modo aislado, no hay otra fuente de alimentación significativa con una potencia nominal y/o inercia superiores conectada a la red eléctrica local. El sistema DFIG 100 por lo tanto regula la tensión y la frecuencia de la red eléctrica local. Cualquier sistema DFIG adicional conectado eléctricamente al primer puesto de distribución 118 puede soportar el sistema DFIG 100 y puede funcionar en un "modo esclavo", es decir, donde el sistema DFIG adicional sigue el funcionamiento del sistema DFIG y, en consecuencia, puede considerarse una extensión del sistema DFIG.

Los esquemas de control primero, segundo o tercero que se describen a continuación pueden usarse para controlar los convertidores 130a-130c del lado de la máquina durante la etapa aislada y mientras la red eléctrica local funciona en el modo aislado. Puede preferirse el tercer esquema de control.

Etapa de conexión de red (etapa 6)

Compendio: El convertidor de energía y el control DFIG preparan los ajustes para la conexión de la red eléctrica local aislada a la red eléctrica remota 128 a través del segundo puesto de distribución 124. Esto hace una transición de la red eléctrica local del modo aislado a un modo conectado a la red (o modo normal).

Los valores característicos para la etapa de conexión a la red se muestran en la Figura 9. En particular, la Figura 9 muestra:

- la tensión de línea,

- la frecuencia de línea,

- la apertura/cierre de las compuertas de postigo que controlan el flujo de agua al conjunto de turbina 104 (la "energía hidráulica"),

- la velocidad de la turbina y

- la tensión de estator.

Cambiar de estado durante la etapa de conexión a la red:

- el disyuntor 112 está cerrado,

- el seccionador de inversión de fase 114 se conecta a la "turbina" (T),

- el disyuntor 146 está cerrado,

- el disyuntor local 122 está cerrado (los disyuntores 166A, 166B que conectan la línea eléctrica de CA 126 a los puestos de distribución primero y segundo 118, 124 están cerrados),

- los contactores de precarga 154a-154c están abiertos,

- el disyuntor 152 está abierto,

- el disyuntor remoto 168 está abierto y se cerrará durante la etapa de conexión a la red.

Estado de control durante la etapa de conexión de red:

- los convertidores 130a-130c del lado de la máquina controlan la amplitud y la frecuencia de la corriente de rotor. Los esquemas de control primero, segundo o tercero descritos a continuación pueden usarse para controlar los convertidores 130a-130c del lado de la máquina durante la etapa de conexión a la red cuando la red eléctrica local pasa del modo aislado al modo conectado a la red.

- Puede preferirse el tercer esquema de control.

Durante la etapa de conexión a la red, es necesario conectar la red eléctrica local a la red eléctrica remota 128.

Se asume que:

- el disyuntor remoto 168 que conecta la red eléctrica remota 128 al segundo puesto de distribución 124 está físicamente alejado del sistema DFIG,

- no hay señalización instantánea al controlador para el convertidor de potencia,

- la diferencia entre la frecuencia del sistema DFIG (es decir, la "frecuencia de estator') y la frecuencia de la red eléctrica remota 128 (la "frecuencia de la red") es muy pequeña y, en particular, es lo suficientemente pequeña como para que una verificación de sincronismo remota permita la conexión eléctrica que se realizará cerrando el disyuntor remoto 168, y

- la potencia instalada en la red eléctrica remota 128 es mayor que la potencia instalada en la red eléctrica local aislada.

Esto significa que el instante de la conexión por parte del control de sincronismo remoto no se conoce con exactitud y que, después de la conexión, la frecuencia de estator se verá obligada a seguir la frecuencia de la red (es decir, la frecuencia de la red eléctrica remota).

El regulador de turbina (no mostrado) puede controlar la velocidad de rotación del conjunto de turbina 104 (p. ej., haciendo funcionar las compuertas de postigo) a una velocidad que está predefinida para el funcionamiento aislado. Esta velocidad de rotación debe tener en cuenta la característica operativa del convertidor de potencia con preferencia a tensión de salida media y del conjunto de turbina, que preferiblemente funciona a baja velocidad.

Cuando se pretende conectar la línea de energía CA 126 a la red eléctrica remota interconectada 126, se puede enviar una señal al controlador del convertidor de energía y al regulador de turbina.

El controlador y el regulador de turbina aplicarán límites a la potencia activa y reactiva, así como a la apertura de compuertas de postigo. Se utilizarán transitorios para detectar la conexión remota y el sistema DFIG 100 cambia al funcionamiento normal (etapa 7). La red eléctrica local pasa a un modo conectado a la red.

La diferencia entre la frecuencia de estator Ws y la frecuencia de red Wg en la conexión a la red dará como resultado un cambio en la velocidad de árbol de rotor del DFIG 102. Si la frecuencia de la red es más alta que la frecuencia de estator, la velocidad de árbol de rotor aumentará y el regulador de turbina puede ajustar las compuertas de postigo para reducir la velocidad de árbol de rotor en consecuencia. Si la frecuencia de la red es más baja que la frecuencia de estator, la velocidad de árbol de rotor disminuirá y el regulador puede ajustar las compuertas de postigo para aumentar la velocidad de árbol de rotor en consecuencia.

Etapa de funcionamiento normal (etapa 7)

Compendio: El sistema DFIG 100 se conecta eléctricamente a la red eléctrica remota 128 y funciona dentro de los parámetros normales para la generación de energía hidroeléctrica.

La red eléctrica local opera en modo conectado a la red (o modo normal).

Los esquemas de control primero, segundo o tercero que se describen a continuación se pueden usar para controlar los convertidores 130a-130c del lado de la máquina durante un breve período de tiempo después de que se cierra el disyuntor remoto 168 y la red eléctrica local cambia al modo conectado a la red. Puede preferirse el tercer esquema de control. Después de un tiempo breve (por ejemplo, menos de 15 min para una transición manual o menos de aproximadamente 100 ms para una transición automática), los convertidores 130a-130c del lado de la máquina pueden controlarse mediante un esquema de control conocido como se describe con referencia a la Figura 2, por ejemplo.

Carga doméstica (etapa 8)

Compendio: El sistema DFIG 100 funciona en estado estable donde la velocidad de árbol de rotor es controlada por el regulador de turbina en de facto condición sin carga. Los convertidores 130a-130c del lado de la máquina son excitados por el DFIG 102 a un nivel en el intervalo de aproximadamente el 90 % de la tensión nominal del estator. Los convertidores 136a-136c del lado de la red controlan la tensión de enlace de CC y cubren las pérdidas dentro del sistema eléctrico. La alta tensión de estator permite la conexión de la red auxiliar 150 al estator.

Sincronización lado HV (etapa 9)

Compendio: El sistema DFIG 100, que funcionó previamente en la etapa de carga doméstica, está sincronizado con la red de red eléctrica remota 128.

La Figura 10 muestra un primer controlador 36B según la presente invención. El controlador 36B es similar al controlador 36A que se muestra en la Figura 2 y las partes similares tienen el mismo signo de referencia. El controlador 36B se puede usar para controlar los convertidores 130a-130c del lado de la máquina del sistema DFIG 100 que se muestra en la Figura 3.

Para mejorar la claridad, solo se muestra uno de los convertidores del lado de la máquina en las Figuras 10, 12 y 13. También se han omitido los convertidores del lado de la red, el puesto de distribución remoto, la red eléctrica remota y otros componentes no esenciales.

El primer controlador 36B controla el convertidor 130a del lado de la máquina según un primer esquema de control.

El primer controlador 36B incluye un generador de patrón de impulsos 38 para generar impulsos de excitación para controlar los conmutadores de semiconductores del convertidor 130a del lado de la máquina para encender y apagar. Los impulsos de activación se generan utilizando señales de salida de un controlador de corriente 40 de eje directo (o "eje d") y un controlador de corriente 42 de eje de cuadratura (o "eje q").

La corriente de rotor Ir puede medirse utilizando transductores de corriente adecuados u otros dispositivos de medición y se convierte del marco de referencia trifásico al marco de referencia dq en función de un ángulo de transformación Yr. El marco de referencia dq es un marco de referencia rotatorio, que típicamente rota a la frecuencia de estator del DFIG 102. En el marco de referencia dq, el valor medido de la corriente de rotor tiene un componente de eje d (o "corriente de rotor de eje d Id*) y un componente de eje q (o "corriente de rotor de eje q Iqr").

El controlador de corriente de eje d 40 recibe una señal de entrada AIdr derivada de una diferencia entre una referencia de corriente de rotor de eje d Idr* y la corriente de rotor de eje d Idr. El controlador de corriente de eje q 42 recibe una señal de entrada AIqr derivada de una diferencia entre una referencia de corriente de rotor de eje q Iqr* y la corriente de rotor de eje q Iqr. La referencia de corriente de rotor de eje d Idr * puede ser proporcionada por un controlador de potencia activa, par o velocidad, por ejemplo, y puede ser indicativa de una potencia activa, par o velocidad deseados para el DFIG 102. El controlador de corriente de eje d 40 utiliza la señal de entrada AId. para derivar una tensión de rotor de eje d Vdr. para controlar los conmutadores de semiconductores del convertidor 103a del lado de la máquina para lograr la potencia activa, el par o la velocidad deseados que corresponden a la referencia de corriente de rotor de eje d Idr*. La referencia de corriente de rotor de eje q Iqr* puede ser proporcionada por un controlador de potencia reactiva, tensión o factor de potencia, por ejemplo, y puede ser indicativa de una potencia reactiva, tensión o factor de potencia deseados para el DFIG 102. El controlador de corriente de eje q 42 usa la señal de entrada Alqr para derivar una tensión de rotor en el eje q Vqr para controlar los conmutadores de semiconductores del convertidor 130a del lado de la máquina para lograr la potencia reactiva, la tensión o el factor de potencia deseados que correspondan a la referencia de corriente de rotor de eje q Iqr*.

El controlador de corriente de eje d 40 y el controlador de corriente de eje q 42 pueden ser controladores proporcionales integrales (PI), por ejemplo.

Las tensiones de rotor de eje d y eje q Vdr, Vqr derivadas por los controladores de corriente de eje d y eje q 40, 42 se convierten del marco de referencia dq al marco de referencia trifásico en función del ángulo de transformación ^yr y proporcionado como entrada al generador de patrones de impulsos 38.

El ángulo de transformación Yr utilizado para convertir entre los marcos de referencia trifásico y dq es un ángulo de rotor y lo proporciona un generador de ángulo de rotor 44. A diferencia del controlador 36A que se muestra en la Figura 2, el ángulo de rotor Yr no se deriva del ángulo mecánico y el ángulo de estator. En cambio, como se muestra en la Figura 11A, el generador de ángulo de rotor 44 puede derivar el ángulo de rotor ^yr integrando una referencia de frecuencia de rotor sustancialmente constante (o preestablecida) Wr* que es indicativa de la frecuencia del rotor deseada que se mantendrá en los terminales de CA del convertidor 130a del lado de la máquina, como se representa a continuación:

Yr = INT {Wr*}dt

Alternativamente, como se muestra en la Figura 11B, el generador de ángulo de rotor 44 puede derivar la referencia de frecuencia de rotor Wr* usando una tabla de consulta con referencia a uno o más parámetros del sistema tales como potencia de estator, potencia de red, velocidad de árbol de rotor, etc., y representados en la Figura 11B por "X". El generador de ángulo de rotor 44 puede derivar entonces el ángulo de rotor Yr integrando la referencia de frecuencia de rotor Wr* como se representa arriba.

El primer controlador 36B usa el ángulo de rotor Yr generado por el generador de ángulo de rotor 44 para controlar los conmutadores de semiconductores del convertidor 130a del lado de la máquina para lograr y mantener la frecuencia del rotor deseada durante las etapas operativas apropiadas del sistema DFIG 100.

La Figura 12 muestra un segundo controlador 36C según la presente invención. El segundo controlador 36C es similar al primer controlador 36B que se muestra en la Figura 10 y las partes similares tienen el mismo signo de referencia.

El segundo controlador 36B controla el convertidor 130a del lado de la máquina según un segundo esquema de control.

La corriente de eje d corresponde a la corriente activa y la corriente de eje q corresponde a la corriente reactiva solo si el marco de referencia rotatorio está correctamente alineado con la tensión de estator. Cuando se usa una frecuencia del rotor sustancialmente constante para derivar un ángulo de rotor como el ángulo de transformación para convertir entre los marcos de referencia trifásico y dq, esta alineación podría perderse en el caso de cargar el DFIG 2 con potencia activa.

Se sabe que en el caso de una alineación correcta, la corriente de estator y la corriente de rotor tienen la siguiente relación:

donde:

Idr. es la corriente de rotor de eje d,

Iqr es la corriente de rotor de eje q,

Ids es la corriente de estator de eje d,

Iqs es la corriente de estator de eje q,

Ls es la inductancia de estator,

Lh es la inductancia principal,

RFe es la resistencia del hierro,

Vds es la tensión de estator de eje d,

Rs es la resistencia del estator, y

Ws es la frecuencia angular de estator.

Esta alineación puede corregirse en función de la relación entre la corriente de estator Is y la corriente de rotor Ir. Como se muestra en la Figura 12, el segundo controlador 36C incluye un generador de ángulo de estator 46 que deriva un ángulo de estator Ys a partir de un valor medido de la tensión de estator Vs usando un PLL, por ejemplo. La corriente de estator Is puede medirse utilizando transductores de corriente adecuados u otros dispositivos de medición y se convierte del marco de referencia trifásico al marco de referencia dq en función del ángulo de estator ys. En el marco de referencia dq, el valor medido de la corriente de estator tiene un componente de eje d (o "corriente de estator de eje d Ids") y un componente de eje q (o "corriente de estator de eje q Iqs"). La corriente de estator de eje d Ids se proporciona a una función de ganancia 48 y luego al nodo sumador 52 que proporciona la señal de entrada AIdr al controlador de corriente de eje d 40. La corriente de estator de eje q Iqs se proporciona a una función de ganancia 50 y luego al nodo sumador 54 que proporciona la señal de entrada AIqr al controlador de corriente de eje q 42.

La función de ganancia 50 también recibe la tensión de estator medida Vs.

En caso de que las corrientes de rotor medidas en el eje d y el eje q Idr. y Iqr no cumplen la relación anterior con las respectivas corrientes de estator de eje d y de eje qds y Iqs, las funciones de ganancia, 48, 50 se implementan para corregir las corrientes de eje d y de eje q, respectivamente. Las funciones de ganancia 48, 50 pueden implementarse como un valor de ganancia constante, una función de transferencia de primer orden tal como una función de paso bajo o una función PID, por ejemplo.

En una implementación particular, la función de ganancia 48 puede estar representada por:

y la función de ganancia 50 puede ser cero.

El segundo controlador 36C puede alinear el eje d del rotor con el eje d del estator. Convencionalmente, el control de eje d se asocia con la potencia activa y el control de eje q se asocia con la potencia reactiva. La medición de tensión de estator es necesaria para distinguir entre los componentes de corriente de potencia activa y reactiva.

La Figura 13 muestra un tercer controlador 60 según la presente invención.

El tercer controlador 60 controla el convertidor 130a del lado de la máquina según un tercer esquema de control.

El controlador 60 incluye un generador de patrón de impulsos 62 para generar impulsos de excitación para controlar los conmutadores de semiconductores del convertidor 130a del lado de la máquina para encender y apagar.

Un regulador de turbina 64 incluye un controlador de frecuencia de red 66 que deriva la potencia de referencia Phyd* comparando una frecuencia de red medida Wg (por ejemplo, la frecuencia de la red eléctrica local cuando funciona en modo aislado antes de que se conecte eléctricamente a la red eléctrica remota o inmediatamente después de que se haya realizado una conexión y la red eléctrica local funcione en modo conectado a la red) con una referencia de frecuencia de red Wg* La potencia de referencia Phyd* se proporciona a un controlador de potencia 68 que puede ajustar el flujo de agua al conjunto de turbina 4 controlando las compuertas de postigo. El controlador de potencia 68 también puede usar la referencia de potencia Phyd* como puntero a una tabla de consulta para derivar una referencia de velocidad mecánica óptima Wm*

La corriente de rotor Ir puede medirse utilizando transductores de corriente adecuados u otros dispositivos de medición y se convierte del marco de referencia trifásico a un valor absoluto de la corriente de rotor Iabsr. En particular, la corriente de rotor Ir se puede convertir usando las siguientes ecuaciones:

Donde Iar, Ibr y Icr son las corrientes de rotor para las fases "a", "b" y "c", respectivamente.

De manera similar, la tensión de estator Vs puede medirse utilizando sensores de tensión adecuados u otros dispositivos de medición y se convierte del marco de referencia trifásico a un valor absoluto de la tensión de estator Vabs. En particular, la tensión de estator Vs se puede convertir usando las siguientes ecuaciones:

donde Vas, Vbs y Vcs son las tensiones de estator para las fases "a", "b" y "c", respectivamente.

El valor absoluto de la corriente de rotor Iabsr se proporciona a un nodo sumador 70 donde se resta de una referencia de corriente de rotor Iabsr*.

La referencia de corriente de rotor Iabsr* se deriva de un controlador de amplitud de tensión de estator 72. El controlador de amplitud de tensión de estator 72 resta el valor absoluto de la tensión de estator Vabs de una referencia de tensión de estator Vabs* usando un nodo sumador 74. La diferencia entre la referencia de tensión de estator Vabs* y el valor absoluto de la tensión de estator Vabs se proporciona a un controlador 76 que deriva la referencia de corriente de rotor Iabsr*. El controlador 76 controla la amplitud de la tensión de estator y puede ser un controlador PI u otro controlador adecuado.

La diferencia entre la referencia de corriente de rotor Iabsr* y el valor absoluto de la corriente de rotor Iabsr (es decir, salida Alabsr del nodo sumador 70) se proporciona a un controlador de corriente de eje q 78 que deriva una tensión de rotor de eje q Vqr. El controlador de corriente de eje q 78 controla la amplitud de tensión de rotor y puede ser un controlador PI u otro controlador adecuado. En esta disposición, una tensión de rotor de eje d Vdr. es cero.

El controlador 60 incluye un generador de ángulo de rotor 80 que deriva un ángulo de rotor que se utiliza como ángulo de transformación Yr para convertir la tensión de rotor de eje q V qr en el marco de referencia trifásico para uso del generador de patrón de impulsos 62.

En el generador de ángulo de rotor 80, un valor medido de la velocidad de árbol mecánico ^wse resta de la referencia de velocidad mecánica óptima Wm* proporcionada por el regulador de turbina 64 en un nodo sumador 86. (En una disposición alternativa, la referencia de velocidad mecánica óptima Wm* puede ser simplemente un valor constante en lugar de ser proporcionada por el controlador de velocidad de turbina. En este caso, no habría necesidad de que el controlador de velocidad de turbina obtenga la referencia de velocidad mecánica). La diferencia entre la referencia de velocidad üm* y la velocidad de árbol medida Um (es decir, ñ u ) se proporciona a un controlador de velocidad 84 que proporciona una salida a un nodo sumador 90. El controlador de velocidad 84 puede ser un controlador PI u otro controlador adecuado.

La salida del controlador de velocidad 84 representa un componente dinámico del ángulo de rotor.

Una referencia de frecuencia de estator inicial Uso* es integrada por el integrador 86 para derivar un ángulo de estator Ys. El ángulo mecánico Ym puede derivarse de un codificador de velocidad instalado en el árbol de rotor y se resta del ángulo de estator Ys en el nodo sumador 88 para derivar una componente base del ángulo de rotor. Un nodo sumador 90 suma los componentes dinámico y base del ángulo de rotor (es decir, Yr,dinámico y Yr,base) para derivar el ángulo total del rotor Yr. El ángulo de rotor Yr generado por el generador de ángulo de rotor 80 es utilizado por el controlador 60 para controlar los conmutadores de semiconductores del convertidor 103a del lado de la máquina para mantener una frecuencia de rotor sustancialmente constante.

El controlador 60 tiene como objetivo aplicar el mismo esquema de control para la conexión a diferentes tipos de red eléctrica de CA o red pública. Durante un modo de carga de línea de la red eléctrica local, el DFIG 102 está creando efectivamente la red aislada e impregnando la tensión y la frecuencia a la red eléctrica local y finalmente a otras cargas que están conectadas eléctricamente a ella. Estas cargas pueden ser cargas pasivas, cargas activas o generadores adicionales en el caso de una red aislada pequeña que típicamente tendría una inercia de red pequeña (es decir, la reacción de la frecuencia de la red a los cambios de potencia activa). Se desconoce la dinámica de la red eléctrica remota 128 a la que finalmente se conecta el sistema DFIG 100 y se necesita una estructura de control robusta. Al final de la carga de la línea, la red eléctrica local se conectará eléctricamente a la red eléctrica remota desconocida 128 con una inercia desconocida cerrando el disyuntor remoto. El esquema de control debe permanecer estable durante la conexión a la red eléctrica remota.

El generador de ángulo de rotor 80 se inicializa mediante la referencia de frecuencia de estator inicial u so* Si la referencia de velocidad Ur* es igual a la velocidad medida Um, la referencia de frecuencia de estator inicial Uso* se integra para generar el ángulo de estator Ys. El integrador 86 puede inicializarse mediante un ángulo de inicialización. Una desviación entre la velocidad medida Um y la referencia de velocidad Um* conducirá a un cambio en la frecuencia de estator. Esta desviación será detectada y corregida por el regulador de turbina 64 en términos de un cambio en la frecuencia de red medida Ug, que es igual a la frecuencia de estator.

El controlador de velocidad 84 corregirá cualquier desviación en la velocidad de árbol. Tales desviaciones de velocidad pueden ocurrir cuando un nuevo participante se ha conectado eléctricamente a la red eléctrica local, por ejemplo, después de que la red eléctrica local se haya conectado eléctricamente a la red eléctrica remota que tiene una fuerte influencia dinámica.

Siempre que haya un transitorio en la red eléctrica que imponga un par más alto (o más bajo) en el DFIG 102, la velocidad de árbol cambiará desde el estado estable anterior. Esto provocará una reacción en el generador de ángulo de rotor 80 que puede regular la frecuencia de estator a un valor más alto o más bajo. El regulador de turbina 64 detectará la desviación en la frecuencia de estator (que corresponde a la frecuencia de red medida U g) y utilizará la referencia de potencia generada Phyd* para ajustar el flujo de agua al conjunto de turbina 104 controlando las compuertas de postigo para compensar el par más alto o más bajo. La frecuencia del rotor también permanece sustancialmente constante. Por lo tanto, el DFIG 102 muestra un comportamiento de frecuencia similar al de una máquina sincrónica.

Claims

REIVINDICACIONES

1. Un método para operar un sistema DFIG de generador de inducción doblemente alimentado (100) que comprende una máquina eléctrica de inducción (102) que incluye un estator que tiene un devanado de estator y un rotor que tiene un devanado de rotor, en donde el devanado de estator se conecta eléctricamente a al menos un terminal de salida (108) del sistema DFIG (100) y el devanado de rotor se conecta eléctricamente a al menos un terminal de salida (108) por medio de un convertidor de potencia que incluye:

un primer rectificador/inversor activo (130a) con terminales de corriente alterna CA conectados eléctricamente al devanado de rotor y terminales de corriente continua CC; y

un segundo rectificador/inversor activo (136a) con terminales de CC conectados eléctricamente a los terminales de CC del primer rectificador/inversor activo mediante un enlace de CC (138a), y terminales de CA conectados eléctricamente al menos un terminal de salida (108);

caracterizado por que el método comprende la etapa de controlar el primer rectificador/inversor activo (130a) de modo que la frecuencia de la corriente CA en sus terminales CA se mantenga sustancialmente constante durante al menos uno de un modo de carga de línea y un modo aislado, en donde durante el modo de carga de línea y durante el modo aislado, el al menos un terminal de salida se conecta eléctricamente a una red eléctrica local y no se conecta eléctricamente a una red eléctrica remota.

2. Un método según la reivindicación 1, en donde la frecuencia de la corriente CA en los terminales CA del segundo rectificador/inversor activo varía durante al menos uno del modo de carga de línea y el modo aislado.

3. Un método según la reivindicación 1 o la reivindicación 2, en donde la etapa de controlar el primer rectificador/inversor activo (130a) comprende además usar un ángulo de rotor (Yr) como un ángulo de transformación, por ejemplo, para convertir entre un marco de referencia trifásico y un marco de referencia rotatorio.

4. Un método según la reivindicación 3, en donde la etapa de controlar el primer rectificador/inversor activo (130a) comprende además control vectorial, por ejemplo, control vectorial de dos ejes, en donde la etapa de controlar el primer rectificador/inversor activo (130a) comprende además generar impulsos de excitación para controlar conmutadores de semiconductores del primer rectificador/inversor activo utilizando señales de salida (Vdr., Vdq) de al menos un controlador de eje (40, 42; 78), en donde cada controlador de eje (40, 42; 78) recibe una señal de entrada (AIdr, AIqr; Alabsr) derivada de una diferencia entre una referencia de corriente de eje respectivo (Idr*, Iqr*; Iabsr*) y una corriente de rotor medida de eje respectivo (I dr., Iqr; Iabsr).

5. Un método según la reivindicación 4, en donde la señal de entrada (Vdr., Vqr) a cada controlador de eje (40, 42) se deriva además de una corriente de estator medida de eje respectivo (Ids, Iqs) en el marco de referencia rotatorio y, opcionalmente, a partir de una tensión de estator medida (Vs) en el marco de referencia trifásico.

6. Un método según la reivindicación 5, en donde cada corriente de estator de eje respectivo medida (Ids, Iqs) es modificada por un respectivo controlador o función de ganancia (48, 50).

7. Un método según la reivindicación 5, en donde la corriente de estator medida de eje respectivo (Ids, Iqs) se proporciona a una función de transferencia (48, 50) para derivar un punto de ajuste que alinea la corriente de rotor medida de eje respectivo (Idr., Iqr) con la respectiva referencia de corriente de eje (Idr*, Iqr*) para mantener la alineación del marco de referencia rotatorio con la tensión de estator.

8. Un método según cualquiera de las reivindicaciones 3 a 7, en donde el ángulo de rotor (Yr) se deriva de una referencia de frecuencia de rotor sustancialmente constante (Wr*) que es indicativa de una frecuencia de rotor deseada.

9. Un método según cualquiera de las reivindicaciones 3 a 7, en donde el ángulo de rotor (Yr) se deriva de un algoritmo que utiliza un valor medido de la velocidad de árbol de rotor (u m).

10. Un método según la reivindicación 9, en donde el ángulo de rotor (Yr) se deriva usando un controlador (64), por ejemplo, un controlador proporcional-integral, que recibe una señal de entrada (Aw) que se deriva de la diferencia entre una referencia de velocidad de árbol de rotor (Wm*) y el valor medido de la velocidad de árbol de rotor (Wm).

11. Un método según la reivindicación 10, en donde la referencia de velocidad (Wm*) es proporcionada por un regulador de velocidad (64) que regula la velocidad de árbol de rotor del DFIG (102).

12. Un método según la reivindicación 10 o la reivindicación 11, en donde la salida del controlador (84) es un ángulo de rotor dinámico (Yr,dinámico) que se suma a un ángulo de rotor base (Yr,base) que se deriva de un ángulo de estator (Ys) y un ángulo mecánico (Ym).

13. Un método según cualquiera de las reivindicaciones 1 a 7, en donde la etapa de controlar el primer rectificador/inversor activo (130a) comprende además usar un algoritmo para seleccionar la frecuencia de la corriente CA en sus terminales de rotor de modo que la máquina eléctrica de inducción (102) se comporta como una máquina eléctrica sincrónica.

14. Un sistema generador de inducción doblemente alimentado DFIG (100) que comprende:

una máquina eléctrica de inducción (102) que incluye un estator que tiene un devanado de estator y un rotor que tiene un devanado de rotor, en donde el devanado de estator se conecta eléctricamente a al menos un terminal de salida (108) del sistema DFIG (100) y el devanado de rotor se conecta eléctricamente a al menos un terminal de salida (108) por medio de un convertidor de potencia que incluye:

un primer rectificador/inversor activo (130A) con terminales de CA de corriente alterna conectados eléctricamente al devanado de rotor y terminales de CC de corriente continua; y

un segundo rectificador/inversor activo (136a) con terminales de CC conectados eléctricamente a los terminales de CC del primer rectificador/inversor activo mediante un enlace de CC (138a), y terminales de CA conectados eléctricamente al menos un terminal de salida (108); y

caracterizado por un controlador (36B; 36C; 60) adaptado para controlar el primer rectificador/inversor activo (130a) de modo que la frecuencia de la corriente CA en sus terminales CA se mantenga sustancialmente constante durante al menos un modo de carga de línea y un modo aislado, en donde durante el modo de carga de línea y durante el modo aislado, el al menos un terminal de salida se conecta eléctricamente a una red eléctrica local y no se conecta eléctricamente a una red eléctrica remota.

15. Una red eléctrica de CA local que comprende un sistema DFIG (100) según la reivindicación 14 y un circuito externo de CA (116) conectado eléctricamente al por lo menos un terminal de salida (108) del sistema DFIG (100) y conectable eléctricamente a una red eléctrica de CA remota por medio de un disyuntor remoto (168), el circuito externo de CA (116) incluye un disyuntor local (122) y una línea eléctrica de CA (126) que se conecta eléctricamente entre el disyuntor local (122) y el disyuntor remoto (168).