Procedimiento y aparato para montar máquinas eléctricas.

Un sistema (300) de estimación de la posición del rotor para un generador (100) de turbina eólica que comprende un generador (118) de inducción doblemente alimentado (DFIG) que tienen sensores (702) acoplados al mismo,

estando dicho sistema (300) de estimación de la posición del rotor configurado para recibir una pluralidad de señales (728, 730) de tensión del estator y de corriente del estator procedentes de los sensores (724) y señales (704, 706, 708) de corriente del rotor procedentes de los sensores (702), incluyendo dicho sistema (300) de estimación de la posición del rotor la lógica (700 ) para determinar una posición ε (620) del rotor y comprendiendo:

un bloque (710) de función para generar un vector (612) de corriente del rotor a partir de las señales (704, 706, 708) de corriente de rotor que comprende una señal ira (712) de la componente a del vector de corriente del rotor y una señal irb (714) de la componente b del vector de corriente del rotor ortogonal, estando dicha señal ira (712) de la componente a del vector de corriente del rotor y dicha señal irb (714) de la componente b del vector de corriente del rotor ortogonal relacionadas con un sistema de coordenadas bifásico de rotor definido por el eje a (606) del rotor y el eje b (608) del rotor;

un bloque (716) de función para generar una señal senρ2 (718) y una señal cosρ2 (720), en el que ρ2 es el ángulo formado entre el vector (612) de corriente del rotor y el eje de la señal ira (712) de la componente a del vector de corriente del rotor;

un módulo (726) para recibir una señal (728) del vector de tensión del estator y una señal (730) del vector de corriente de estator procedente de los sensores (724) y una señal (732) de resistencia del estator, y generar señales (734, 736) del vector de flujo del estator a partir del mismo;

un bloque (738) de función configurado para recibir las señales del vector (734, 736) de flujo del estator y generar señales is rα (740) e is rβ (742) de estimación de la corriente del rotor relacionadas con un sistema de coordenadas α-β del estator y dependientes de la inductancia Ls de fuga del estator, de las señales isα fbk (912) e isβ fbk (913) de retroalimentación de la corriente del estator respectivas, y una inductancia (Lm) de magnetización principal; un bloque (744) de función configurado para recibir las señales is rα (740) e is rβ (742) de estimación de la corriente del rotor y generar una señal senρ1 (746) ≥ is rβ /|is rδ y una señal cosρ1 (748) ≥ is rα /|is rδ, donde |is rδ es la magnitud del vector asociado para is r (614) en un marco de referencia estacionario;

un módulo (722) configurado para recibir la señal senρ2 (718), la señal cosρ2 (720), la señal senρ1 y la señal cosρ1 (748), y para generar una señal senε' (750) y una señal cosε' (752) a partir de las señales recibidas de tal manera que senε' ≥ sen(ρ1-ρ2) y cosε'≥ cos(ρ1-ρ2); y

un bucle (754) fase bloqueada (PLL) configurado para recibir la senε' (750) y la señal cosε' (752) y para generar una señal (756) de posición del rotor indicativa de la posición ε (620) del rotor.

Procedimiento y aparato para montar máquinas eléctricas La presente invención se refiere en general a máquinas eléctricas y, más particularmente, a procedimientos y aparatos para montar máquinas eléctricas.

En general, un generador de turbina eólica incluye una turbina que tiene un rotor que incluye un conjunto de concentrador giratorio que tiene múltiples palas. Las palas transforman la energía eólica en un par de giro mecánico que acciona uno o más generadores a través del rotor. Los generadores están generalmente, pero no siempre, acoplados en giro al rotor a través de una caja de engranaje. La caja de engranajes intensifica la velocidad giratoria inherentemente baja del rotor para que el generador convierta eficazmente la energía mecánica giratoria en potencia eléctrica, que se alimenta a una red de suministro eléctrico a través de al menos una conexión eléctrica. También existen generadores de turbina eólica de accionamiento directo sin engranajes. El rotor, el generador, la caja de engranajes y otros componentes se montan típicamente dentro de un alojamiento, o góndola, que se coloca en la parte superior de una base que puede ser una cercha o torre tubular.

Algunas configuraciones de generadores de turbina eólica incluyen generadores de inducción doblemente alimentados (DFIG) . Tales configuraciones pueden incluir también convertidores de potencia que se utilizan para convertir una frecuencia de la potencia eléctrica generada en una frecuencia sustancialmente similar a una frecuencia de la red de suministro eléctrico. Además, tales convertidores, junto con los DFIG, transmiten también la potencia eléctrica entre la red de suministro eléctrico y el generador, y transmiten también la potencia de excitación del generador a un rotor del generador devanado desde una de las conexiones a la conexión de la red de servicios eléctrico. Como alternativa, algunas configuraciones del generador de turbina eólica incluyen, pero no limitarse a, tipos alternativos de generadores de inducción, generadores síncronos de imán permanente (PM) y generadores síncronos eléctricamente excitados y generadores de reluctancia conmutada. Estas configuraciones alternativas pueden incluir también convertidores de potencia que se utilizan para convertir las frecuencias como se ha descrito anteriormente y la potencia de transmisión eléctrica entre la red de suministro eléctrico y el generador. Estas configuraciones de generador de turbina eólica dependen de precisas indicaciones de posición/velocidad del rotor del generador para facilitar el control del generador.

Muchos generadores de turbina eólica conocidos utilizan codificadores de posición del rotor y/o transductores para medir la posición del rotor/velocidad. Sin embargo, tales configuraciones de codificadores y transductores incluyen hardware adicional, tales como acoplamientos de ejes, la electrónica de interfaz y cableado de conexión entre los mismos. Por otra parte, este tipo de configuraciones pueden incluir también hardware de montaje mecánico tales como bridas de montaje, placas adaptadoras y miembros de fijación. En algunas configuraciones de generadores de turbina eólica, el posicionamiento remoto de los sistemas de control del generador de turbina eólica puede facilitar longitudes de cableado de más de 91 metros (m) (300 pies) . Algunos generadores de turbina eólica requieren sistemas redundantes paralelos que aumentan los costes de capital. Por otra parte, tal redundancia aumenta los costes de operación y de mantenimiento. Adicionalmente, excluir el uso de tales sistemas redundantes disminuye la fiabilidad operativa.

El documento US2006/052972 describe la estimación de la posición y velocidad angular sin sensores del eje de una máquina dinamoeléctrica en base al flujo del rotor extendido.

Diversos aspectos y realizaciones de la presente invención se definen en las reivindicaciones adjuntas.

Diversos aspectos y realizaciones de la presente invención se describirán a continuación en conexión con los dibujos adjuntos, en los que:

La Figura 1 es una vista esquemática de un generador de turbina eólica ejemplar;

La Figura 2 es una vista esquemática de un sistema eléctrico y de control ejemplar que se puede utilizar con el generador de turbina eólica que se muestra en la Figura 1;

La Figura 3 es una vista esquemática de un sistema de estimación de la posición del rotor ejemplar integrado en el sistema eléctrico y de control ejemplar que se muestra en la Figura 2;

La Figura 4 es una vista esquemática de un sistema de estimación de la posición del rotor alternativo integrado en un sistema eléctrico y de control alternativo que se puede utilizar con el generador de turbina eólica que se muestra en la Figura 1;

La Figura 5 es una vista gráfica de los parámetros eléctricos asociados con un rotor y un estator que se pueden utilizar con el generador de turbina eólica que se muestra en la Figura 1;

La Figura 6 es una vista esquemática de la lógica ejemplar para determinar una posición del rotor que se puede utilizar con el sistema de estimación de la posición del rotor que se muestra en la Figura 3;

La Figura 7 es una vista esquemática de la lógica alternativa para determinar una posición del rotor que se puede utilizar con el sistema de estimación de la posición del rotor que se muestra en la Figura 3;

La Figura 8 es una vista esquemática de un módulo de estimación del flujo del estator ejemplar que se puede utilizar con el sistema de estimación de la posición del rotor que se muestra en la Figura 3;

La Figura 9 es una vista esquemática de un módulo de estimación del flujo del estator alternativo que se puede utilizar con el sistema de estimación de la posición del rotor que se muestra en la Figura 3;

La Figura 10 es una vista esquemática de un esquema de corrección de desfase de corriente y tensión que se puede utilizar con el sistema de estimación de la posición del rotor que se muestra en la Figura 3;

La Figura 11 es una vista esquemática de otro módulo de estimación del flujo del estator alternativo que se puede utilizar con el sistema de estimación de la posición del rotor que se muestra en la Figura 3;

La Figura 12 es una vista gráfica de los parámetros eléctricos alternativos asociados con un rotor y un estator que se pueden utilizar con el generador de turbina eólica que se muestra en la Figura 1;

La Figura 13 es una vista esquemática de la lógica alternativa para determinar una posición del rotor para el sistema de estimación de la posición del rotor alternativo que se muestra en la Figura 4;

La Figura 14 es una vista esquemática de otra lógica alternativa para determinar una posición del rotor para el sistema de estimación de la posición del rotor alternativo que se muestra en la Figura 4;

La Figura 15 es una vista esquemática de un módulo de estimación del flujo del estator que se puede utilizar con la lógica alternativa que se muestra en las Figuras 13 y 14;

La Figura 16 es una vista esquemática de otro módulo de estimación del flujo del estator que se puede utilizar con la lógica alternativa en las Figuras 13 y 14;

La Figura 17 es una vista esquemática de un esquema de corrección de desfase de corriente y tensión que se puede utilizar con el sistema de estimación de la posición del rotor que se muestra en la Figura 4;

La Figura 18 es una vista esquemática de otro módulo de estimación del flujo del estator alternativo que se puede utilizar con el sistema de estimación de la posición del rotor que se muestra en la Figura 4;

La Figura 19 es una vista esquemática del sistema de seguimiento de posición del rotor ejemplar que se muestra en la Figura 3 integrado en un sistema eléctrico y de control alternativo; y La Figura 20 es una vista esquemática del sistema de seguimiento de posición del rotor alternativo que se muestra en la Figura 4 integrado en un sistema eléctrico y de control alternativo.

La Figura 1 es una vista esquemática de un generador 100 de turbina eólica ejemplar. La turbina 100 eólica incluye una góndola 102 que aloja un generador (no mostrado en la Figura 1) . La góndola 102 se monta sobre una torre 104 (una porción de la torre 104 se muestra en la Figura 1) . La torre 104 puede tener cualquier altura lo que facilita la operación de la turbina 100 eólica como se describe en la presente memoria. La turbina 100 eólica incluye también un rotor 106 que incluye tres palas 108 del rotor conectadas a un concentrador 110 giratorio. Como alternativa, la turbina 100 eólica incluye cualquier número de palas 108 que facilita durante la operación de la turbina 100 eólica como se describe... [Seguir leyendo]

1. Un sistema (300) de estimación de la posición del rotor para un generador (100) de turbina eólica que comprende un generador (118) de inducción doblemente alimentado (DFIG) que tienen sensores (702) acoplados al mismo, estando dicho sistema (300) de estimación de la posición del rotor configurado para recibir una pluralidad de señales (728, 730) de tensión del estator y de corriente del estator procedentes de los sensores (724) y señales (704, 706, 708) de corriente del rotor procedentes de los sensores (702) , incluyendo dicho sistema (300) de estimación de la posición del rotor la lógica (700 ) para determinar una posición (620) del rotor y comprendiendo:

un bloque (710) de función para generar un vector (612) de corriente del rotor a partir de las señales (704, 706, 708) de corriente de rotor que comprende una señal ira (712) de la componente a del vector de corriente del rotor y una señal irb (714) de la componente b del vector de corriente del rotor ortogonal, estando dicha señal ira (712) de la componente a del vector de corriente del rotor y dicha señal irb (714) de la componente b del vector de corriente del rotor ortogonal relacionadas con un sistema de coordenadas bifásico de rotor definido por el eje a (606) del rotor y el eje b (608) del rotor;

un bloque (716) de función para generar una señal sen2 (718) y una señal cos2 (720) , en el que 2 es el ángulo formado entre el vector (612) de corriente del rotor y el eje de la señal ira (712) de la componente a del vector de corriente del rotor;

un módulo (726) para recibir una señal (728) del vector de tensión del estator y una señal (730) del vector de corriente de estator procedente de los sensores (724) y una señal (732) de resistencia del estator, y generar señales (734, 736) del vector de flujo del estator a partir del mismo;

un bloque (738) de función configurado para recibir las señales del vector (734, 736) de flujo del estator y generar señales isr (740) e isr (742) de estimación de la corriente del rotor relacionadas con un sistema de coordenadas - del estator y dependientes de la inductancia Ls de fuga del estator, de las señales isfbk (912) e is fbk

(913) de retroalimentación de la corriente del estator respectivas, y una inductancia (Lm) de magnetización principal;

un bloque (744) de función configurado para recibir las señales isr (740) e isrß (742) de estimación de la corriente del rotor y generar una señal sen1 (746) = isr /|isr y una señal cos1 (748) = isr /|isr, donde |isr es la magnitud del vector asociado para isr (614) en un marco de referencia estacionario;

un módulo (722) configurado para recibir la señal sen2 (718) , la señal cos2 (720) , la señal sen1 y la señal cos1 (748) , y para generar una señal sen' (750) y una señal cos' (752) a partir de las señales recibidas de tal manera que sen' = sen (1-2) y cos'= cos (1-2) ; y un bucle (754) fase bloqueada (PLL) configurado para recibir la sen' (750) y la señal cos' (752) y para generar una señal (756) de posición del rotor indicativa de la posición (620) del rotor.

2. El sistema (300) de estimación de la posición del rotor de la reivindicación 1, en el que las señales (704, 706, 708) de corriente del rotor son señales de corriente del rotor trifásico.

3. El sistema (300) de estimación de la posición del rotor de cualquier reivindicación anterior, que comprende adicionalmente un registro Rs (733) de resistencia del estator acoplado en comunicación electrónica de datos con el módulo (726) .