Application to Wind Generation



Introduction to wind turbines



Application of doubly-fed generators



Review of generator types

Application to Wind Energy

1 1 E  Mv 2  ρlπr 2v 2 2 2

1 E  ρπr 2v 3t 2

Energy of wind

l r

r v



1 Pmax  ρπr 2v 3 2

1 Preal  ρC p Av3 2

λ

rω v

Cp - rotor efficiency or power coefficient - a function of the tip-speed ratio λ  ( for Cp-max depends on blade number and design. About 6-7 for 3-blades)

rω v

Modelación Aerogenerador 

Conceptos básicos de Aerogeneradores La potencia mecánica (Pm) en el rotor de una turbina eólica es función de la velocidad del viento (v), de la densidad del aire (), del radio de las aspas (r) y del coeficiente de potencia (Cp). La expresión analítica de la potencia mecánica está dada por:

Pm 

 2

2

r C p ( ,  )v

3

El coeficiente de potencia es función del diseño de las aspas y está dado por la razón de aspas () y el ángulo de inclinación (). La razón de aspas se expresa en términos de la velocidad rotacional de la turbina (wt), el radio de las aspas y la velocidad del viento:



r  wt v

Modelación Aerogenerador 

Conceptos básicos de Aerogeneradores El par de una turbina eólica se calcula como:



Tm  2

3 2 r Ct ( ,  )v

El coeficiente de par Ct(,) es también un parametro de diseños y está dado como:

C p ( ,  )   Ct ( ,  )

Cuando la potencia es mayor que la nominal, se actúa sobre el ´´ángulo de pitch para reducir la captura de engría. El par mecánico Tm desarrollado por la turbina eólica puede ser expresado en términos del coeficiente de par, de la velocidad del viento y de los parámetros de diseño de la turbina como:

Tmt 



Pm



wt

 2

3

r Ct (  ,  )v

2

r  wt

Power coefficient Cp(,β)

v 0.4

Pitch angle β

0.35 0.3

0º

0.25 0.2 5º

0.15 0.1 0.05 0

40 º 0

10 º 20 º 5

10

15

20

25

Tip speed ratio () Fig. 1 Cp versus . Como se observa en la figura, el coeficiente de potencia máximo (Cp max 0.35) se logra con la razón de aspa opt=10.

Application to Wind Energy – turbine sizing v

 Wind speeds lie between 4 to 15ms-1

 Cp max is 0.4 – 0.5

with λ 

  = 1.2kgm-2 we get

rω 6 v

r

P  r 2v 3

For a given wind speed v, rotational speed



vλ 1 ω  r r

For small turbines r is small and rotational speed high For high power turbines, rotational speed low e.g. Let 3MW turbine, r = 50m, 10 pole generator For 10 pole generator gen = 600 rpm For v= 10ms-1,  = 6, turbine = 12 rpm

Needs gearbox ratio of 50

•Típica Turbina Eólica

Application to Wind Energy – turbine sizing



Wind turbine power proportional to radius squared.



Limited by civil engineering costs and planning regulations!



MW rating refers to max output. Normally 30% capacity factor



Hence 5MW turbine gives: 5 x 106 x 8760 x 0.3 = 0.013TWhr/year

5MW 120m dia. 2MW 80m dia. 600kW 50m dia. 500kW 40m dia. 100kW 20m dia. 50kW 15m dia.

1980

1990

2000

Operación a velocidad fija y Variable. 

Velocidad fija: Simple; Menor captura de energía; Mayor esfuerzo de caja en partes mecánicas; Mayor ripple de potencia. Velocidad Variable: Mayor captura de energía; potencia con menor ripple, menor esfuerzo en partes mecánicas; Necesita mayor tecnología.

Generated Power (kw)



P opt  K opt r3

Optimal Power line

V6 V5 V4 V2

V3

V1

Rotational speed of the blades (rpm)

Operación a velocidad fija 

Generador de inducción jaula de ardilla. Velocidad prácticamente constante. 2-3% de variación

Operación a velocidad variable. 

Generador de inducción jaula de ardilla, sincrónico, inducción de rotor bobinado. Necesidad de Electrónica de potencia.

  

Generador: voltaje de amplitud y frecuencia variable. Red Eléctrica: Voltaje de amplitud y frecuencia constante. Interfaz electrónica AC/DC/AC. Control de potencia, corrientes de baja distorsión

Operación a velocidad variable. 

Esquema de Generación con máquina inducción tipo jaula



Reactivos para la máquina proporcionados por el inversor. Desde la red operación a factor de potencia unitario. Posibilidad de funcionar como motor para partida del sistema

 

Operación a velocidad variable. 



Esquema de Generación con máquina sincrónica

Esquema superior más simple pero no posibilidad de actuar como motor.

Operación a velocidad variable. 



Esquema de Generación con máquinas de rotor bobinado

Además de ventajas anteriores, conversores de potencia menor que el generador (30%)!!!!

Generadores Utilizados en turbinas Eólicas 

Maquina de Inducción Jaula de Ardilla. - Robusta, Barata, Bajos costos de mantenimiento. Rendimiento aceptable. - Consume reactivos.

Generadores Utilizados en turbinas Eólicas 

Máquinas de Inducción de rotor bobinado. - Más Cara, mayor costo de mantenimiento, consumo de reactivos, rendimiento aceptable.

Generadores Utilizados en turbinas Eólicas 

Máquina sincrónica. (Excitación externa, brushless o Imanes Permanentes) No muy baratas, elevado rendimiento, control de reactivos.

Modelación Velocidades de viento bajo la nominal

Modelación Velocidades de viento bajo la nominal

Modelación Velocidades de viento bajo la nominal

Evaluación Recurso Eólico 

El análisis del recurso eólico requiere de mediciones de viento en en un período de un año, adquiridos con intervalos de 10 minutos, a dos alturas.



Para el análisis del recurso eólico generalmente se utilizan las siguientes curvas: 





Curva de densidad de probabilidad, el cual permite observar cuanto tiempo o que porcentaje de tiempo, se encuentra la velocidad del viento en un cierto rango (Figura 1). Curva de densidad acumulativa. Esta curva, va a acumulando la cantidad de veces o el porcentaje de veces, en que la velocidad del viento esta bajo un cierto valor (Figura 2). Curva de duración de la velocidad del viento. Esta gráfica, entrega la cantidad de horas en que la velocidad del viento está sobre un cierto valor (Figura 3).

Evaluación Recurso Eólico PDF (Probability Density Function)

CDF (Wind Speed)

16

100

14

90

DC (Wind Speed Duration Curve) 30

25

10 8 6 4

70 Velocidad (m/s)

Frecuencia Acumulativa (%)

Porcentaje de Tiempo (%)

80 12

60 50 40

20

15

10

30 20

5

2

10 0

0

5

10

15 Velocidad (m/s)

20

25

0

30

Figura 1. Curva de densidad de probabilidad. Período Noviembre ’04 - Octubre ’05.

0

5

10

15 Velocidad (m/s)

20

25

0

30

Figura 2. Curva de densidad acumulativa. Período Noviembre ’04 - Octubre ’05.

0

1000

2000

3000

4000 5000 Horas

6000

7000

8000

9000

Figura 3. Curva de duración de la velocidad del viento. Período Noviembre ’04 - Octubre ’05.

Tabla 1. Resumen de vientos promedio a 20metros. Período de Tiempo

Velocidad media del Viento (m/s)

Primavera

6.20

Verano

5.94

Otoño

5.30

Invierno

4.87

Año Completo

5.56

PDF (Probability Density Function) 16

Figura 1 Porcentaje de Tiempo (%)

14 12 10 8 6 4 2 0

0

5

10

15 Velocidad (m/s)

20

Curva de densidad de probabilidad.

25

30

CDF (Wind Speed) 100

Figura 2

90

Frecuencia Acumulativa (%)

80 70 60 50 40 30 20 10 0

0

5

10

15 Velocidad (m/s)

20

Curva de densidad Acumulada

25

30

Potencia

Curva de Velocidad de Viento vs. Potencia Generada

Esta curva es entregada por el fabricante

Application to Wind Energy – turbine characteristic

Preal

1  ρC p Av3 2

vλ 1 ω  r r

Pmax

Popt = k3

P

v = 12ms-1

For given turbine, r is fixed, so as v increases v = 10ms-1

• Large increase in power

•  increases  v to keep  = 6 • Max Cp occurs at higher  (or v)

• As v varies, adjust  to obtain max power

All new wind turbines are variable speed • Can get more power from wind

v = 8ms-1 Pmin s= 0.3 min speed s= 0 Nominal speed

• Large Inertia smooths wind power variations

Tmech  Tgen  J

dω dt

P to grid for fixed speed turbine

P to grid for variable speed

 s= -0.3 Max speed

Vector control of Doubly-fed generator (revise)

Voltage compensation

ω *r

i *rq PI

PI

i *rd

e

PI

j ( λ ψs  θ r )

2/3

ir

λ ψs  θ r Magnetisation

Vr , ir irq

(reactive power)

e

strategy

ωr

 j ( λ ψs  θ r )

3/2

ird d dt

θr

Vs

λ ψs is

Flux and flux angle calculator

Vs , is 3/2

Vector control of Doubly-fed wind generator

microprocessor

P



TG

i *rq Vector controlled

Magnetisation

Current loops

(reactive power) strategy

irabc

i *rd

Vr , ir

ωr

Vs , is

P2  Let v=10m/s 12m/s 10m/s 8m/s

P1

 Let shaft speed =r1  P*=P1 (small), wind accelerates turbine to

ωr10 _ opt

 Let v=10m/s  Let shaft speed =r2

ω r1

ωr 2

ωr10 _ opt

 P*=P2 (large), generator decelerates turbine to

ωr10 _ opt

DFIG control using active and reactive power loops (a) Field Orientation (b) Direct Power Control microprocessor

vwind

P* PI

ωr

i *rd PI

Q*

Vr , ir

i *rq VC

irabc

I loops

Vs , is , ic

Calculate PG , QG

(a)

microprocessor

vwind

P* ωr

Q*

Qerr

r

(b)

Calculate PG , QG

Vr , ir

V*r

Perr

Rotor flux calc

Vs , is , ic

DFIG response to fault on AC network

V Vs1 Vs2

t Fault

Fault Cleared

 Drop in stator voltage causes instantaneous induced rotor voltage change of max value:

Vr _ max

0



Nr s Vs 2  1  s Vs1  Vs 2  NS

 The induced voltage can cause very large rotor currents  The induced voltage may be bigger than the maximum rotor converter output voltage  Converter hits voltage limit and rotor over-current becomes uncontrolled  Generator trips and power is gone when fault cleared – not good!

Doubly-fed wind generator – crowbar protection

 Extra protection is required  When fault occurs, a GTO or IGBT (active crowbar) is fired and the rotor current is diverted away from rotor converter

 Diodes of crowbar can be in parallel with rotor converters and crowbar be in the DC link  OK, but adds cost and complexity

Review of Wind generator technologies

Geared cage IM

Geared doubly-fed IM

Direct drive high-pole synchronous

    

Cage Induction Generator Full power Converter Gear box - G =1200-1800rpm Meets connection regulations Up to 4MW

     

DF Induction Generator Part rated power converter 25% Cheapest option, highest maintenance Gear box - G =1200-1800rpm Needs protection to meet regulations Up to 4MW

     

Permanent magnet Generator Full power converter No gears, G =8-30 rpm (high diameter) 5MW and above Meets connection regulations Expensive, no gearbox power limit

School of Electrical and Electronic Engineering

Thank you for your attention Greg Asher Professor of Electrical Drives and Control [email protected]