Turbina eólica de velocidad variable con generador de inducción doblemente alimentado compensado para variar la velocidad de rotor.

Una turbina eólica de velocidad de rotación variable (1) que comprende

un rotor de turbina eólica que comprende una o más palas (5),

un generador de inducción doblemente alimentado (9) acoplado al rotor de la turbina eólica,

un controlador de corriente del rotor (16) dispuesto para controlar las corrientes (ir, iqr, idr) de un rotor (12) del generador (9),

medios de compensación (19) que tienen medios de cálculo, y

medios para proporcionar entrada a los medios de compensación, siendo la entrada representativa de al menos la velocidad angular instantánea (ω) del rotor del generador,

caracterizada porque los medios de cálculo están dispuestos para calcular una salida de control de compensación instantánea (uqr_f, udr_f) en dependencia de dicha velocidad angular instantánea del rotor del generador y alimentar la salida de control de compensación al rotor del generador, estando dispuestos los medios de cálculo para calcular dicha salida de control de compensación durante el funcionamiento de la turbina eólica para compensar, al menos parcialmente, dependencias de la velocidad angular del rotor de las ubicaciones de polos de una función de transferencia del generador, haciendo así que una función de transferencia del generador resultante sea sustancialmente independiente de las variaciones en la velocidad angular del rotor durante el funcionamiento de la turbina eólica.

Turbina eólica de velocidad variable con generador de inducción doblemente alimentado compensado para variar la velocidad de rotor

La presente invención se refiere a una turbina eólica de velocidad variable que comprende un generador de inducción doblemente alimentado y a un procedimiento para compensar el generador para una velocidad de rotor variable.

Antecedentes En general, las turbinas eólicas comerciales se pueden dividir en turbinas de velocidad fija y turbinas de velocidad variable.

Para una turbina de velocidad fija, la producción de potencia sólo está optimizada para una velocidad específica del viento, mientras que para una turbina de velocidad variable, la salida de potencia óptima se puede lograr para una gama más amplia de velocidades de viento.

Desde finales de los 90, la mayor parte de las turbinas eólicas grandes implementadas han sido turbinas de velocidad variable, que requieren de sistemas eléctricos más complejos que las turbinas de velocidad fija. Además, se añaden nuevos requisitos de red a la complejidad de los sistemas eléctricos de una turbina eólica moderna.

Una turbina de velocidad variable en todo el intervalo se puede lograr mediante la conexión del estator del generador de la turbina eólica a la red a través de un convertidor de AC-AC (tales como un convertidor adosado o un convertidor matricial) que cambia la salida eléctrica de la frecuencia de salida del generador a la frecuencia nominal de red. Una ventaja de tal sistema es que, al menos en principio, se puede utilizar todo el intervalo de velocidades desde cero RPM a la velocidad máxima permitida por razones de seguridad para la producción de energía eléctrica. Una desventaja, por otra parte, es que el convertidor de AC-AC debe estar dimensionado para manejar la potencia máxima de salida de la turbina.

Con el fin de reducir los requerimientos del convertidor de AC-AC, es conocido el uso de sistemas de velocidad variable de intervalo limitado, como sistemas de generador de inducción doblemente alimentado (DFIG) .

En un sistema de DFIG estándar, el estator está conectado directamente a la red, normalmente a través de un transformador, mientras que el rotor está conectado a la red a través de anillos colectores y un convertidor de AC-AC. Las limitaciones en el intervalo de velocidad del sistema dependen del convertidor de AC-AC, ya que la cantidad de potencia a través del rotor es proporcional a la diferencia entre la velocidad eléctrica del rotor y la velocidad sincrónica (velocidad de campo del estator) del generador. Aquí y en lo que sigue, el término "velocidad eléctrica del rotor" se refiere al producto de la velocidad mecánica del rotor por el número de pares de polos en el rotor.

El sistema de DFIG adolece de una desventaja bien conocida, a saber, la deficiente amortiguación de las oscilaciones dentro de la dinámica de flujo debido al acoplamiento cruzado entre corrientes activa y reactiva, lo que hace el sistema potencialmente inestable bajo ciertas circunstancias y complica el trabajo del controlador de corriente del rotor, cuya principal tarea consiste en limitar la corriente del rotor con el fin de evitar que el convertidor de AC-AC se desconecte o se rompa. Debe notarse, que, aunque el controlador de corriente del rotor es, de hecho, un controlador de corriente, la señal de control de salida del controlador puede comprender una o más tensiones, así como corrientes, ya que las corrientes del rotor pueden ser controladas indirectamente muy bien mediante el control de las tensiones del rotor.

Una forma tradicional de evitar oscilaciones es reducir el ancho de banda del controlador de corriente del rotor en un factor determinado en comparación con el ancho de banda de los bucles de potencia dentro del sistema, lo que sin embargo hace que el controlador de corriente del rotor reaccione más lentamente a cambios en las condiciones de la red. Por otra parte, el rendimiento del controlador (ancho de banda, tiempo de subida, etc.) depende de la velocidad del rotor, lo que en el mejor de los casos da como resultado unos elevados costes de homologación y pruebas y en el peor de los casos puede causar la inestabilidad del controlador y fallos de equipo físico.

El documento: “Control of a Doubly-Fed Induction Generator for Wind Energy Conversion Sytems” (F. Poitiers, M. Machmoum, R. le Doeuff and M.E. Zaim, Ecole Polytechnique de l’Université de Nantes, Saint Nazaire, France) describe el control de la potencia eléctrica intercambiada entre el estator y la red mediante el control de la potencia activa y reactiva, respectivamente. Se divulga un modelo de un sistema de DFIG y se muestra un diagrama de bloques del control de potencia. Sin embargo, se afirma en el documento que el acoplamiento cruzado entre la potencia activa y reactiva es de pequeña influencia y se puede despreciar, lo que no está de acuerdo con la experiencia común de la mayoría de las personas que trabajan con turbinas modernas.

En el documento: “Stability Analysis of Field Oriented Doubly-fed Induction Machine Drive Based on Computer Simulation” (Song Wang and Yunshi Ding, Department of Electrical Drive Automation Research Institute of Ministr y of Metallurgical Industr y , Beijing, People’s Republic of China, 1993) , se presentan simulaciones por ordenador de diferentes características operativas de un modelo de un sistema de DFIG. El modelo de simulación introduce una función de alimentación directa de tensión que debilita el acoplamiento cruzado entre las corrientes a lo largo de los ejes d y q respectivamente. Sin embargo, no se describe un procedimiento de compensación real.

La tesis doctoral: “Analysis, Modelling and Control of Doubly-fed Induction Generator for Wind Turbines” (Andreas Petersson, Department of Electric Power Engineering, Chalmers University of Technology, Göteborg, Sweden, 2003) divulga una gama de diferentes procedimientos para la compensación del acoplamiento cruzado, abordando todos ellos los problemas de oscilación y de ancho de banda. Todos los procedimientos mencionados sufren de desventajas, tales como la diferenciación necesaria de las señales medidas, la reducción de ancho de banda del controlador de corriente del rotor, la necesidad de equipo físico de inversor adicional, etc.

La solicitud de patente internacional WO 2004/098261 divulga una turbina eólica de velocidad variable con un DFIG, un controlador de corriente del rotor del cual regula el flujo de producción de corriente del rotor con el fin de asegurar que la turbina eólica puede permanecer conectada ("respaldada") en el caso de fluctuaciones de tensión y/o transitorios en la red de suministro eléctrico. Este sistema, sin embargo, no proporciona ninguna solución al problema antes mencionado de inestabilidad potencial del sistema debido a las oscilaciones en la dinámica de flujo.

Puesto que los problemas de oscilaciones en los trenes de accionamiento de las turbinas eólicas han sido conocidos desde hace años, han sido sugeridas diferentes soluciones para resolver o al menos reducir estos problemas. En la solicitud de patente internacional WO 99/07996 se describe un sistema para controlar las características de amortiguación del tren de accionamiento en base a la velocidad del rotor del generador en una turbina eólica con un DFIG. Aquí, un generador de mando de par motor con un filtro de amortiguación de alimentación directa se utiliza para generar un par motor controlado en respuesta a la velocidad del rotor del generador medida, siendo controlado el par motor a través de la corriente del rotor por un controlador de par, y un controlador PID realiza la regulación de paso sobre la base de la diferencia entre la velocidad del rotor del generador real y una velocidad del rotor del generador objetivo.

Un objetivo de la presente invención es proporcionar un sistema de generador de inducción doblemente alimentado (DFIG) en el que las oscilaciones posibles anteriormente discutidas se puedan controlar o evitar sustancialmente de una manera mejorada.

Otro objetivo de la presente invención es proporcionar un sistema de DFIG con una mejor capacidad para controlar la calidad de la salida de potencia, lo cual es necesario para cumplir con las exigencias de red más recientes.

Además, es un objetivo de la presente invención proporcionar un sistema de DFIG compensado que no requiere ni diferenciación de las señales medidas ni equipo físico adicional en comparación con los sistemas tradicionales de DFIG.

Breve descripción de la presente invención La presente invención se refiere a una turbina eólica de velocidad de rotación variable que comprende un rotor de turbina eólica que comprende una o más... [Seguir leyendo]

1. Una turbina eólica de velocidad de rotación variable (1) que comprende un rotor de turbina eólica que comprende una o más palas (5) ,

un generador de inducción doblemente alimentado (9) acoplado al rotor de la turbina eólica,

un controlador de corriente del rotor (16) dispuesto para controlar las corrientes (ir, iqr, idr) de un rotor (12) del generador (9) ,

medios de compensación (19) que tienen medios de cálculo, y

medios para proporcionar entrada a los medios de compensación, siendo la entrada representativa de al menos la velocidad angular instantánea (ω) del rotor del generador,

caracterizada porque los medios de cálculo están dispuestos para calcular una salida de control de compensación instantánea (uqr_f, udr_f) en dependencia de dicha velocidad angular instantánea del rotor del generador y alimentar la salida de control de compensación al rotor del generador, estando dispuestos los medios de cálculo para calcular dicha salida de control de compensación durante el funcionamiento de la turbina eólica para compensar, al menos parcialmente, dependencias de la velocidad angular del rotor de las ubicaciones de polos de una función de transferencia del generador, haciendo así que una función de transferencia del generador resultante sea sustancialmente independiente de las variaciones en la velocidad angular del rotor durante el funcionamiento de la turbina eólica.

2. Una turbina eólica según la reivindicación 1, en la que la salida de control de compensación es añadida a una salida (uqrref, udrref) desde el controlador de corriente del rotor.

3. Una turbina eólica según la reivindicación 1 o 2, en la que los medios para proporcionar una entrada a los medios de compensación proporcionan además una entrada que representa magnitudes eléctricas, tales como corrientes y tensiones.

4. Una turbina eólica según la reivindicación 3, en la que dicha entrada incluye una corriente de referencia del rotor (iqrref, idrref) .

5. Una turbina eólica según la reivindicación 3 o 4, en la que dicha entrada incluye corrientes de estator (is, iqs, ids) .

6. Una turbina eólica según cualquiera de las reivindicaciones 3-5, en la que dicha entrada incluye corrientes de rotor.

7. Una turbina eólica según cualquiera de las reivindicaciones 3-6, en la que la función de transferencia de los medios de compensación está diseñada además para calcular la salida de control de forma que las corrientes del rotor sean efectivamente desacopladas en dos componentes mutuamente ortogonales (iqr, idr) que pueden ser controladas substancial e independientemente por el controlador de corrientes del rotor.

8. Una turbina eólica según cualquiera de las reivindicaciones precedentes, en la que los medios de compensación comprenden medios para proporcionar amortiguación de las oscilaciones de la salida de control.

9. Una turbina eólica según la reivindicación 8, en la que los medios para proporcionar amortiguación de las oscilaciones comprenden uno o mas filtros de avance (23) .

10. Una turbina eólica según la reivindicación 8 o 9, en la que los medios para proporcionar amortiguación de las oscilaciones están diseñados para proporcionar amortiguación a una frecuencia que se desvía menos de un 5% de la frecuencia de la red.

11. Una turbina eólica según cualquiera de las reivindicaciones 8-10, en la que los medios para proporcionar amortiguación de las oscilaciones son sintonizables a una o mas frecuencias bien definidas.

12. Un procedimiento para el funcionamiento de una turbina eólica de velocidad de rotación variable que tiene un generador de inducción doblemente alimentado acoplado a un rotor de la turbina eólica, que comprende las etapas de:

proporcionar entrada a los medios de compensación, siendo la entrada representativa de al menos la velocidad angular instantánea del rotor del generador,

disponer los medios de cálculo de los medios de compensación para calcular una salida de control de compensación instantánea en dependencia de dicha velocidad angular instantánea del rotor del generador durante el funcionamiento de la turbina eólica para compensar al menos en parte dependencias de la velocidad angular del rotor de las ubicaciones de los polos de una función de transferencia del generador,

haciendo así que una función de transferencia del generador resultante sea sustancialmente independiente de las variaciones en la velocidad angular del rotor durante el funcionamiento de la turbina eólica, y

alimentar la salida de control de compensación al rotor del generador.

13. Un procedimiento según la reivindicación 12, que comprende además la etapa de disponer los medios de calculo para calcular la salida de control de forma que las corrientes del rotor sean efectivamente desacopladas en dos componentes mutuamente ortogonales que pueden ser controlados de manera substancialmente independiente por el controlador de corrientes del rotor.

14. Un procedimiento según la reivindicación 12 o 13, que comprende además la etapa de disponer los medios de compensación para proporcionar amortiguación de oscilaciones de la salida de control.

15. Un procedimiento según la reivindicación 14, en el que la amortiguación proporcionada de las oscilaciones es 15 sintonizable a una o más frecuencias bien definidas.