ES2310685T3 - Sistema de generador con un generador acoplado directamente a la red y procedimiento para controlar averias de la red. - Google Patents

Abstract

Sistema de generador con generador trifásico de doble excitación, que comprende un generador trifásico de doble excitación (4) con devanado primario (4.1) acoplado a la red y por lo menos un devanado secundario (4.2), un convertidor de frecuencias (7) en el circuito secundario, una unidad de regulación (10) y un conmutador electrónico (3) en el circuito primario, conectado a una red trifásica (1), caracterizado porque el conmutador electrónico (3) está provisto de una unidad para la desconexión rápida (11), la cual está prevista para la interrupción del flujo de corriente por el mismo, antes de que en caso de avería la reacción de los dispositivos de protección conduzca a la separación del generador (4) de la red (1) o a la desconexión del convertidor de frecuencias (7), y porque a los devanados primario (4.1) o secundario (4.2) del generador está conectada una unidad para la desmagnetización rápida (12), la cual en funcionamiento normal está desactivada y la cual tras la activación, después de la interrupción del flujo de corriente, está prevista en el circuito primario a través del conmutador electrónico para el control del comportamiento de magnetización del generador.

Description

Sistema de generador con un generador acoplado directamente a la red y procedimiento para controlar averías de la red.

La invención se refiere a sistemas de generadores con generadores acoplados directamente a la red, en los cuales un devanado (estator), sin tener en cuenta dispositivos de arranque, de conmutación y de protección, está conectado directamente con la red suministradora y es por lo menos accesible desde fuera otro (devanado de rotor). Esto se cumple, por ejemplo, para sistemas con máquinas asíncronas de doble excitación (DASM) o máquinas en cascada. Las instalaciones de este tipo se utilizan con frecuencia en instalaciones de energía renovables, tales como centrales eólicas o hidroeléctricas.

El estado de la técnica se explica a partir de las Figs. 1 - 4, en las que:

la Fig. 1a muestra un sistema de generador con revoluciones por minuto constantes;

la Fig. 1b muestra un sistema de generador con revoluciones por minuto variables con generador DASM;

la Fig. 2 muestra unas corrientes y tensiones en el sistema de generador DASM;

la Fig. 3 muestra una estructura de regulación sistema de generador de revoluciones por minuto variables con generador DASM;

la Fig. 4 muestra un esquema de conexiones equivalente del DASM.

En un sistema de generador sin convertidor de frecuencias (Fig. 1a) conocido, el generador 4 está conectado, a través de un interruptor de protección de red 2, con la red 3 o el transformador de red, pudiendo encontrarse, para la limitación de las corrientes de arranque, en el circuito además un dispositivo de arranque 3 (regulador de tiristor) que se puede puentear con la correspondiente unidad de control 10. Al generador puede estar conectado en paralelo un dispositivo de excitación E. Dado que la zona de revoluciones por minuto aprovechable en estas instalaciones está limitada a la zona de deslizamiento admisible del generador, estos sistemas se designan también como sistemas de revoluciones por minuto constantes.

Un sistema de generador con DASM asimismo conocido (Fig. 1b) comprende un generador de anillos colectores 4 y un convertidor de frecuencias 7, estando el devanado del estator 4.1 del generador conectado, a través de dispositivos de conmutación 2, 3, con la red de corriente trifásica 1 y estando conectado el devanado del rotor 4.2 del generador, a través de anillos colectores 4.3, el convertidor de frecuencias 7, una bobina ahogadora 9 y un conmutador 8, asimismo a la red de corriente trifásica. Dependiendo de las revoluciones por minuto del generador se desacopla, en la zona supersincrónica de revoluciones por minuto, la energía de deslizamiento del rotor 4.2 del generador 4 con el convertidor de frecuencias 7 y se realimenta en la red a través de conmutador de red 2, en la zona subsincrónica de revoluciones por minuto, es tomada de la red y alimentada, a través del convertidor de frecuencias 7, en el rotor. La ventaja principal frente a un sistema sin convertidor de frecuencias consiste en que se puede aprovechar una zona de revoluciones por minuto del generador mucho mayor para la transformación de energía, por ello se habla de sistemas de revoluciones por minuto variables. Este tipo de instalaciones han sido descritas, p. ej. por V. Quaschning (V. Quaschning: Regenerative Energiesysteme, Carl Hansen Verlag Munich Viena 1998, págs. 217-226).

Los sistemas de revoluciones por minuto variables se pueden realizar asimismo con generador asíncrono con inducido en cortocircuito o con generador síncrono y convertidor de frecuencias en circuito de estator. El sistema DASM tiene, frente a un sistema de este tipo, la ventaja de que únicamente una pequeña porción de la energía total es transmitida por el convertidor de frecuencias 7, ya que la porción de la potencia convertida por el convertidor de frecuencias es proporcional al deslizamiento S, es decir vale únicamente una fracción de la potencia total del sistema. Otra ventaja es el mayor rendimiento del sistema, dado que la porción preponderante de la energía es cargada directamente por el estator a la red. La potencia activa del convertidor de frecuencias que se necesita para una regulación del 90% de la potencia de una instalación eólica es de aprox. el 30 - 40% de la potencia total.

Las máquinas asíncronas de doble excitación se construyen con anillos colectores 4.3 y con rotores 4.2 y estatores 4.1 arrollados. El convertidor de frecuencias 7, formado por un convertidor de frecuencias (MFU) 7.2 por el lado del motor y un convertidor de frecuencias (NFU) 7.1 por el lado de la red, se forma con componentes (IGBTs, GTOs, etc.) desconectables, estando el MFU y el NFU acoplados entre sí a través del condensador de circuito intermedio 7.3. El dispositivo de carga previa 6 se ocupa de que el condensador 7.3 grande sea cargado lentamente, antes de la conexión del convertidor de frecuencias 7 a la red 1, a través del conmutador de red 8. Con ello se atenúan corrientes de conexión de red grandes indeseadas. La totalidad del sistema de generador/convertidor de frecuencias puede ser desconectada de la red a través de un conmutador de red 2. Adicionalmente, se conectan y desconectan de la red el circuito de estator a través del conmutador de motor 3 y el convertidor de frecuencias a través del conmutador
de red 8.

La Fig. 2 muestra las corrientes y tensiones en un sistema de generador DASM de un tipo conocido. El MFU 7.2 alimenta a los devanados de rotor 4.2 con las tensiones de rotor Uru, Urv, Urw a través de anillos colectores 4.3. Fluyen al mismo tiempo las corrientes de rotor Iru, Irv, Irw, las cuales presentan una componente de magnetización y una componente activa proporcional al deslizamiento. El NFU 7.1 intercambia la energía de deslizamiento con la red 1, gracias a que el NFU 7.1 cargar las corrientes liu, liv, liw a la red, cuando el deslizamiento S < 0 (zona supersincrónica de revoluciones por minuto). En la zona subsincrónica de revoluciones por minuto (S > 0) la energía fluye desde la red 1 al NFU 7.1. Las corrientes de red lu, lv, lw resultan de la suma de las corrientes de estator lsu, lsv, lsw con las corrientes liu, liv, liw.

La máquina asíncrona de doble excitación actúa en reposo como un transformador AC, conectado a la red 1 con las tensiones Uu, Uv, Uw, siendo las tensiones de rotor Uru, Urv, Urw inducidas intensificadas en el factor de transferencia del generador. La transferencia del generador se elige mayor que uno, de manera que las tensiones de rotor Uru, Urv, Urw sean, durante el reposo del rotor, mayores que las tensiones de red Uu, Uv, Uw. Dado que el MFU 7.2 no está concebido para estas tensiones, el generador se conecta a la red cuando el deslizamiento S se hace suficientemente pequeño. La zona de revoluciones por minuto permitida de los accionamientos DASM para instalaciones eólicas es de aprox. -0,3 < S < 0,3, es decir, que la zona de trabajo de las revoluciones por minuto del DASM para instalaciones eólicas está en 0,7 veces a 1,3 veces las revoluciones por minuto nominales. La conexión y desconexión del motor de la red, al abandonar la zona de revoluciones por minuto permitidas, tiene lugar a través del conectador de motor 3, el cual está dispuesto después del interruptor de protección de red 2 (ver la Fig. 1b). El interruptor de protección de red 2 procura una separación relevante para la seguridad del accionamiento de la red. En caso de avería - por ejemplo en caso de una avería de la red de una fase - pueden aparecer también en la zona de revoluciones por minuto permitida sobretensiones en el MFU 7.2. Estas son cortocircuitadas por un puente de cortocircuito 5 en el circuito de rotor, de manera que el MFU 7.2 es protegido contra destrucción. Al activar el puente de cortocircuito 5 fluyen grandes corrientes de estator y de rotor, el interruptor de protección de red 2 y el conectador de motor 3 se abren, el accionamiento es desconectado con ello galvánicamente de la red 1.

La Fig. 3 muestra una estructura de regulación conocida para un sistema de generador de revoluciones por minuto variables con generador DASM. Desde el punto de vista del procesamiento de señales, el sistema de generador tiene la tarea de cargar una potencia activa y potencia reactiva definida en la red, teniendo lugar la generación de la potencia activa mediante la aplicación de un momento de giro correspondiente en el generador. Esto es posible de forma definida únicamente en sistemas los cuales están provistos de un convertidor de frecuencias (sistemas de revoluciones por minuto variables).

Usualmente se orienta la regulación para ello, en el lado del NFU, hacia el ángulo de fase de la red, el cual es suministrado mediante un circuito de regulación de fase (PLL). De esta manera la corriente activa y la corriente reactiva se pueden aplicar desacopladas en el lado de la red.

Dado que el flujo de estator está predeterminado, a causa del acoplamiento de red directo, por la tensión de red, los procedimientos de regulación funcionan en el lado del generador usualmente orientados según el flujo de estator (orientados según el campo). Todas las magnitudes trifásicas se refieren en este caso a un sistema de coordenadas complejas rectangular, cuyo eje real o imaginario coincide con el indicador espacial del acoplamiento de flujo de estator. Obtienen con ello en cada caso una componente real y una compleja. Con respecto a la corriente de rotor, una de estas componentes Ird actúa formando momento, la otra Irq formando flujo. Mediante la orientación de flujo es posible por ello una aplicación desacoplada y con ello exacta y altamente dinámica del momento de giro y del de magnetización de la corriente de rotor.

La orientación directa según el flujo de estator y la orientación según la tensión de red [1], [2] forman parte del estado de la técnica, bastándole a la segunda con algoritmos sencillos, dado que no es necesario ningún cálculo explícito del flujo de estator, existe un desacoplamiento exacto de la componente que forma momento o flujo de la corriente de rotor pero únicamente en el funcionamiento estacionario.

[1] W. Hofmann, A. Stoev, A. Dittrich, A. Thieme: Design and control of a wind power station with doubly-fed induction generator. EPE 1997 Conference Trondheim, pp. 2.723-2.728.

[2] A. Dittrich, N.P. Quang, A. Thieme: Doubly-fed induction machine as generator: Control algorithms with decoupling of torque and power factor. Electrical Engineering Vol. 80, nº 5, Octubre 1997, págs. 325-336.

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El ángulo de fase del flujo de estator necesario para la orientación se puede calcular, mediante modelos de flujo, a partir de la tensión y la corriente de estator o a partir de la corriente de estator y de rotor. La disposición en la Fig. 3 funciona con orientación según el flujo de estator. Los reguladores para momento de giro 601 y de factor de potencia 602 calculan los valores teóricos para la corriente 603 que forma momento y la corriente 604 que forma flujo. Estos son procesados en un regulador de corriente 605 en cascada, el cual desacopla al mismo tiempo ambas componentes de corriente entre sí y calcula las tensiones teóricas correspondientes para el modulador de duración de impulsos 606. Éste, a su vez, calcula el patrón de control para los conmutadores del MFU 607. El procedimiento para la regulación de corriente y la modulación se conocen desde hace tiempo por la bibliografía.

Para la orientación del campo es necesario además determinar la posición del rotor (ángulo de giro) lo que tiene lugar, usualmente, con la ayuda de un codificador rotatorio 608 electromecánico.

Todas las funciones de regulación y control están realizadas en la unidad de regulación como está representada, por ejemplo, en la Fig. 1b como unidad de regulación 10.

En las publicaciones de las solicitudes de patente WO 99/07996 (Zond Energy Systems: Variable Speed Wind Turbine Generator) y US nº 5.083.039 (Zond Energy Systems: Variable Speed Wind Turbine) se describe la disposición general de un sistema de generador con generador polifásico (generador con inducido en cortocircuito), con MFU, NFU, circuito intermedio, generador, conectador de motor y conmutador de red. La patente contiene además un procedimiento para la aplicación de momento activo, momento reactivo y momento de giro en la zona de revoluciones por minuto normal para corrientes y tensiones sinusoidales, basado en procedimientos de regulación orientados según el campo para motores con inducido en cortocircuito. Adicionalmente están contenidos procedimientos para la aplicación de corriente y modulación.

Otras patentes relacionadas con el tema son:

El documento EP 0884833 (Zond Energy Systems: Variable speed wind turbine (1998)): la patente contiene el sistema de regulación para un generador polifásico (inducido en cortocircuito) alimentado por estator, con sensores, orientación del campo, regulación de momento, cálculo del flujo de rotor, aplicación de corriente y modulación.

El documento WO 01/91279 (Vestas Energy Systems: Variable speed wind turbine having a matrix converter): aquí el convertidor de frecuencias de circuito intermedio de tensión utilizado en el sistema de generador DASM descrito más arriba se ha sustituido por con convertidor de matriz, el cual tiene la ventaja de una construcción sin condensadores. Además, se prescinde de la utilización de un codificador rotatorio para la detección de la posición del rotor, gracias a que el ángulo del rotor se calcula a partir de corrientes de rotor y estator medidas y se mantiene un flujo de potencia reactiva constante entre el estator y el NFU.

La patente US nº 6.137.187 (Zond Energy Systems: Variable speed wind turbine generator (2000)): se describe una disposición con generador DASM, regulación de momento orientada según el campo, generación de potencia reactiva y regulación de Pitch. El regulador de momento dispone de un filtro para la amortiguación de oscilaciones del sistema mecánico, las cuales son detectadas a partir de las revoluciones por minuto medidas. El momento de giro es aplicado a través de un vector de corriente de rotor calculado con la ayuda del vector de flujo identificado.

Las instalaciones de energía renovable se utilizan cada vez más en zonas con redes débiles, es decir redes con potencias de conexión inferiores a 200 kVA. Al mismo tiempo, aumentan las exigencias a la disponibilidad de instalaciones, es decir, averías de la red tales como caídas de tensión de hasta aproximadamente el 90% de la tensión nominal en el intervalo de un milisegundo, cortocircuitos de una y varias fases deben ser tolerados por lo menos brevemente y ser controlados en "Ride Through". Una desconexión errónea de la instalación en el transcurso de una avería de este tipo no es admisible, por el contrario hay que suministrar corriente a la red de forma a ser posible continua.

En instalaciones con acoplamiento directo a la red del generador se producen, en caso de variación repentina de la tensión de tensión de red, notables sobretensiones en el circuito de estator y de rotor, las cuales conducen a que reaccionen los dispositivos de protección de red y a que en los sistemas DASM se superen los valores admisibles para el MFU y tengan además como consecuencia una tensión inadmisiblemente alta en el circuito intermedio. Los aumentos de corriente inmediatamente después de la variación de la tensión son limitados únicamente mediante la diferencia de tensión y las inductancias de dispersión existentes en el circuito con lo cual, ya después de pocos milisegundos, se alcanzan amplitudes de corriente las cuales están muy por encima de los umbrales de sobrecorriente del MFU y de los interruptores de protección de red por el lado de red. Dado que los generadores del orden de magnitud utilizados presentan constantes de tiempo del campo principal en la banda de los segundos, los procesos de compensación activados se extinguen sólo lentamente, por lo cual no puede hablarse de un "Ride Through". Con el fin de absorber las sobrecorrientes y la energía almacenada adicionalmente en el circuito intermedio, habría que sobredimensionar el convertidor de frecuencias a un múltiplo de la potencia nominal, lo que no es económicamente insostenible. Además, el interruptor de protección de red no puede proteger ya de manera eficaz la instalación, dado que tendría que tolerar asimismo las sobrecorrientes que aparecen.

En principio, es imaginable y técnicamente posible, ampliar en un sistema DASM el puente de cortocircuito de tal manera que pueda absorber la energía almacenada en el circuito de rotor y pueda proteger con ello el MFU. En este caso, funcionaría como chopper y reduciría la energía adicional. Sin desconexión de la red aparecen entonces de todos modos todavía sobrecorrientes en el lado del estator y no es posible, hasta la extinción de los procesos de compensación, cargar de manera definida energía del generador a la red, dado que el MFU debería ser desactivado durante el funcionamiento de chopper. Las sobrecorrientes de estator dispararían el interruptor de protección de red en caso de ajuste según el funcionamiento del mismo y desconectarían la instalación de la red, antes de que el flujo de corriente en el estator se pueda interrumpir por otra vía, p. ej. mediante un conmutador mecánico (contactor). Un regulador de impulsos (chopper) a través del circuito intermedio de corriente continua puede absorber asimismo la energía almacenada en el circuito intermedio, si bien no puede dominar las sobrecorrientes que aparecen.

Las estructuras de regulación correspondientes al estado de la técnica no están concebidas ni son adecuadas para compensar variaciones de tensión de red rápidas y con ello variaciones de flujo de estator y estabilizar el sistema de forma suficientemente rápida. En caso de variaciones de tensión, que no provocan todavía sobrecorrientes, se disparan transitorios perceptibles y que se extinguen sólo lentamente, lo que es indeseado con respecto a la solicitación de los componentes y de la carga de red.

La Fig. 4 representa el esquema de conexiones equivalente monofásico conocido para una máquina asíncrona de doble excitación. El estator con la tensión de entrada u_{s} está conectado con la red que hay que cargar, el rotor con la tensión de entrada u_{r} lo está con el convertidor de frecuencias del lado del motor. A través de la inductancia principal L_{m} se forma, impulsado por la corriente de magnetización i_{m}, el acoplamiento de flujo principal de la máquina y se inducen las tensiones correspondientes en el devanado del estator y del rotor. La corriente de estator atraviesa la resistencia de estator R_{s} y la inductancia de dispersión L_{s\sigma} del lado del estator, la corriente de rotor la resistencia de rotor R y la inductancia de dispersión L_{r\sigma} del lado del rotor. En el estado de funcionamiento normal son iguales la corriente de red aplicada por el lado del estator y la tensión inducida por el lado del estator por el acoplamiento de flujo principal. Dado que la tensión de red actúa como magnitud rígida impulsora sobre el sistema, se habla también de que el flujo principal de la máquina es impreso por la tensión de red.

A causa de averías en la red de corriente trifásica (p. ej. cortocircuitos) pueden producirse caídas repentinas de la tensión de red. Los productores y distribuidores de energía parten de caídas de tensión repentinas de hasta un 15% de la tensión nominal. El flujo principal de la máquina no puede variar repentinamente, dado que está ligado a la inductancia principal relativamente grande de la máquina, siendo válido lo mismo por consiguiente para la tensión inducida. Se produce por lo tanto, tras variaciones rápidas de la tensión de red, una diferencia de tensión entre la tensión de red y la tensión inducida, que conduce a corrientes de compensación correspondientemente grandes. Estas corrientes de compensación alcanzan, dependiendo de la diferencia de tensión y de la inductancia de dispersión del generador, ya después de pocos (< 5) milisegundos valores inaceptablemente elevados. El flujo principal se adaptará finalmente, tras un proceso de paso prolongado, al nuevo nivel de la tensión de red. En instalaciones, las cuales corresponden al estado de la técnica, es inevitable de todos modos una desconexión de la instalación a causa de la reacción de los dispositivos de protección de niveles de variación de tensión determinados, lo que se demuestra desventajoso. La invención se ocupa de estas problemáticas.

La invención se plantea el problema de asegurar, con un coste económicamente sostenible, que un sistema de generador según la Fig. 1b, en caso de variaciones de la tensión de red repentinas de hasta aproximadamente un 90% de la tensión nominal, pueda cargar energía a la red de forma continua o con una interrupción insignificante. Los transitorios que aparecen son minimizados y se hace posible continuar el funcionamiento de carga en el menor tiempo posible tras la variación de la tensión, independientemente de la dirección y velocidad de la variación de la tensión.

Otro problema consiste en describir un procedimiento para el funcionamiento de un sistema de generador ampliado correspondientemente.

De acuerdo con la invención estos problemas se resuelven con un sistema de generador según el texto de la reivindicación 1 y con un procedimiento según el texto de la reivindicación 16. La invención se explica a continuación con mayor detalle a partir de las figuras, en las que:

la Fig. 5a muestra un sistema de generador de revoluciones por minuto variables con generador DASM y desexcitación rápida;

la Fig. 5b muestra un sistema de generador de revoluciones por minuto variables con generador DASM, desexcitación rápida y flujo de corriente continuo en caso de averías de red;

la Fig. 5c muestra un ejemplo de forma de realización de un conmutador;

la Fig. 6a muestra un ejemplo de forma de realización de una unidad para la desconexión rápida;

la Fig. 6b muestra un ejemplo de forma de realización de una unidad para la desmagnetización rápida;

la Fig. 6c muestra un ejemplo de forma de realización de las unidades para la desconexión rápida y para la desmagnetización rápida en una unidad;

la Fig. 6d muestra un ejemplo de forma de realización de las unidades para la desconexión rápida o para la desmagnetización rápida en disposición trifásica;

la Fig. 6e muestra un ejemplo de forma de realización de las unidades para la desconexión rápida o para la desmagnetización rápida en disposición trifásica simplificada;

La Fig. 7 muestra un ejemplo de forma de realización de una estructura de regulación para un sistema de generador de revoluciones por minuto variables con generador DASM y regulación de flujo de estator.

Si un sistema de generador debe hacerse continuar funcionando durante la duración de la caída de tensión de red, es necesario adaptar el flujo principal del generador lo más rápidamente posible al nivel actual de la tensión de red. Esto se consigue únicamente cuando para esta intervención el generador se desconectado, en primer lugar, de la magnitud impulsora, es decir de la tensión de red. Debe interrumpirse el flujo de corriente hacia la red, antes de disparar los dispositivos de protección correspondientes y desconectar la instalación. Los dispositivos de conmutación (contactor, desconectador para corte en carga) convencionales empleados en los sistemas de este tipo son demasiado lentos, en ordenes de magnitud, como para dominar procesos de este tipo. Un conmutador electrónico formado con tiristores tiene un tiempo de retardo de como máximo 10 ms (para una frecuencia de red de 50 Hz) y es con ello excesivamente lento. Una interrupción de la corriente suficientemente rápida (dentro de unos 10 \mus) se puede garantizar por consiguiente únicamente cuando se utiliza un conmutador electrónico y éste está equipado con una unidad de desconexión rápida. Se pueden utilizar también conmutadores con componentes semiconductores desconectables (Gate Turn-Off Thyristor (GTO) o Gate Controlled Thyristor (GCT), si bien son cuestionables en cuanto a los costes para esta aplicación.

Según la invención, los problemas se resuelven mediante los siguientes dispositivos y procedimientos y se describen de forma resumida de la manera siguiente (Fig. 5a):

\bullet

disposición de un conmutador electrónico 3 entre las conexiones de primario o de estator del generador 4 y conmutador de protección de red 2 junto con una unidad para la desconexión rápida 11 de este conmutador;

\bullet

disposición de la unidad para la desmagnetización rápida 12 del generador paralela con respecto a las conexiones de estator o rotor;

\bullet

desconexión del conmutador electrónico 3 tras la detección de una variación de la tensión de red con una amplitud correspondiente;

\bullet

conexión simultánea de la unidad para la desmagnetización rápida 12;

\bullet

control definido de la tensión de rotor a través del MFU para la minimización del tiempo de desexcitación/excitación y para la sincronización rápida de valor y ángulo de fase de la tensión de red;

\bullet

nueva conexión del conmutador electrónico 3 y continuación del funcionamiento de carga.

La Fig. 5a muestra un sistema de generador de revoluciones por minuto variables con generador DASM y desexcitación rápida. Un generador DASM 4 con un convertidor de frecuencias 7 está conectado, a través de un conmutador de protección de red 2, a una red 1. Entre los devanados de estator 4.1 del DASM 4 y el conmutador de protección de red 2 está situado un conmutador electrónico 3. Los devanados de rotor 4.2 del DASM 4 están conectados con el convertidor de frecuencias 7.2 del lado del motor. El convertidor de frecuencias 7 está realizado como convertidor de frecuencias de circuito intermedio de tensión y consta de dos convertidores CA/CC, un convertidor de frecuencias (NFU) 7.1 por el lado de la red y un convertidor de frecuencias (MFU) 7.2 por el lado del motor, los cuales están acoplados a través de un condensador de circuito intermedio 7.3. El convertidor de frecuencias 7.1 del lado de la red está conectado, a través de una bobina ahogadora de red 9, con las conexiones de estator de los devanados de estator 4.1. Una unidad de regulación 10 está conectada con los dos convertidores de frecuencias 7.1, 7.2 y con el conmutador electrónico 3 y se hace cargo de todas las tareas de regulación y control. De manera ventajosa, el convertidor de frecuencias 7 está concebido como convertidor de frecuencias de circuito intermedio de tensión bidireccional.

De acuerdo con la invención, la tarea principal del conmutador electrónico 3 consiste según esto en la liberación e interrupción del flujo de energía entre los devanados de estator 4.1 del generador 4 y la red 1. Puede estar dispuesto además en un lugar discrecional entre el conmutador de protección de red 2 y el devanado de estator 4.1, es decir, p. ej., directamente después del conmutador de protección de red 2 o entre las tomas del NFU 7.1 y los bornes del devanado de estator 4.1 (Fig. 5b).

El conmutador electrónico 3 está formado por unos conmutadores semiconductores controlables. Estos pueden ser, por ejemplo, tiristores conmutados de red conectados de forma antiparalela, tiristores conmutados de red con tiristores (GTO, GCT) conmutados de manera forzada conectados de forma antiparalela o él puede estar formado por completo por tiristores de conmutación forzada (desconectables).

Como se ha explicado, el conmutador electrónico 3 debe contener una unidad para la desconexión rápida 11 y está conectado con la unidad de regulación 10, a través de la cual es controlada ésta. Para GTO/GCT se da esta forma de control de Gate. Si el conmutador se realiza con tiristores, por motivos de costes, hay que disponer una unidad de desconexión 11 externa paralelamente con respecto a las conexiones de estator. El generador presenta, además, una unidad para la desmagnetización rápida 12 la cual está situada, asimismo, paralela con respecto a las conexiones de estator y es controlada a través de la unidad de regulación 10.

La Fig. 5b muestra un sistema de generador de revoluciones por minuto variables con generador DASM, desexcitación rápida y flujo de corriente continuo en caso de averías de red.

La disposición corresponde esencialmente a la de la Fig. 5a con los mismos signos de referencia. Existe adicionalmente un conmutador de red 8, el cual conecta la bobina ahogadora de red 9, con derivación del conmutador electrónico 3, con el conmutador de protección de 2. En la disposición según la Fig. 5a está interrumpido el flujo de corriente hacia la red durante la activación de la unidad de desmagnetización rápida 12, dado que la corriente de NFU fluye a través de ésta. Con el conmutador de red 8 se puede conectar el NFU a la red, independientemente del conmutador electrónico 3. Gracias a ello se puede hacer funcionar el NFU 7.1 independientemente del estado de conmutación del conmutador electrónico 3 y se puede mantener un flujo continuo de corriente entre la red y el NFU, también durante la duración de la avería de red.

La Fig. 5c muestra un ejemplo de realización de un conmutador electrónico 3 trifásico con tiristores 3.1, 3.2 conmutados de red conectados de forma antiparalela. El conmutador electrónico 3 está dispuesto entre el conmutador de protección de red 2 y los devanados de estator 4.1. La realización con tiristores constituye - frente a conmutadores semiconductores desconectables como GTO o GCT - una concepción especialmente ventajosa de un conmutador de este tipo y se toma por ello como base para los ejemplos de realización siguientes para los grupos constructivos adicionales según la invención.

La Fig. 6a muestra un ejemplo de forma de realización de una unidad para la desconexión rápida para un conmutador electrónico 3 con la forma de la Fig. 5c;

Ésta puede comprender por ejemplo de un rectificador en puente 13.1 con tiristor desconectable (GTO/GCT) 13.2 y un elemento (resistencia) 13.3 que limita la corriente. Dado que el generador carga potencia activa en la red, en funcionamiento normal la tensión de generador es mayor que la tensión de red y hace posible con ello un flujo corriente activa del generador 4 a la red 1. En caso de avería se enciende el GTO/GCT 13.2 de la unidad de desconexión y la tensión de bornes del generador pasa a estar debajo de la tensión de red actual. Con ello, se accionan los conmutadores 3.1 o 3.2, que conducen en cada caso corriente en la dirección de la tensión, en la dirección de cierre y el flujo de corriente se detiene. Si el ángulo de fase entre la corriente y la tensión queda por debajo de 30º durante el funcionamiento normal, está garantizado que en cualquier instante, en por lo menos dos fases, coinciden la dirección de la corriente y de la tensión y se apagan las ramas correspondientes del conmutador electrónico, con lo cual finaliza también el flujo a través de la tercera rama. Antes del encendido de la unidad de desconexión rápida se inhiben las señales de control del conmutador electrónico. La resistencia 13.3 limita la corriente de cortocircuito a valores permitidos. Tras la desconexión del conmutador electrónico se anula de nuevo el cortocircuito mediante la desconexión del GTO 13.2.

Las sobretensiones que aparecen a causa de la interrupción de la corriente en las inductancias de dispersión existentes en el circuito deben dominarse mediante medidas adecuadas de técnica de circuitos (modo de conexión Snubber).

Tras la desconexión de la red hay que formar, como se ha descrito, la energía de magnetización del generador y adaptar el flujo principal, lo más rápidamente posible, al nuevo nivel de tensión. Esto puede tener lugar de forma pasiva o activa. La constante de tiempo del campo principal de la máquina, cuyo orden de magnitud está en el ámbito de los segundos, es definida (comp. la Fig. 4) en el caso normal esencialmente mediante la inductancia principal L_{m} y las resistencias R_{s} o R_{r} del lado del estator o del rotor. Un camino imaginable para la aceleración de la reducción del flujo es, por consiguiente, la reducción de esta constante de tiempo mediante medidas de técnica de circuitos (desmagnetización pasiva) externas correspondientes. Para ello hay se desconectar en primer lugar el generador eléctricamente de su alimentación. Por el lado del estator esto ha tenido lugar ya mediante la desconexión del conmutador electrónico. Por el lado del secundario o del rotor, el generador está desconectado eléctricamente del MFU, tan pronto como son cerrados los conmutadores (IGBT) del MFU y la tensión de rotor rectificada está por debajo del nivel de la tensión de circuito intermedio, con lo cual cierran los diodos de marcha libre del MFU. Ahora se puede, mediante conexión de resistencias externas por el lado del estator y/o del rotor, manipular la constante de tiempo de campo principal de hecho de forma discrecional. La conversión de técnica de circuitos tiene lugar, según la invención, con la unidad para la desmagnetización rápida o para la desexcitación rápida.

La Fig. 6b muestra un ejemplo de forma de realización de una unidad para desmagnetización rápida. La unidad para desmagnetización rápida/magnetización rápida 12 está formada, de manera similar a la unidad de desconexión rápida, por un rectificador en puente 14.1 con un tiristor 14.2 desconectable definiendo, tras la conexión del tiristor 14.2, la resistencia 14.3 junto con la inductancia principal y de dispersión de la máquina su constante de tiempo del campo principal y limitando, al mismo tiempo, la corriente en el circuito de estator y de rotor.

La corriente a través de la unidad de desmagetización rápida aparece, en caso de disposición sobre el lado del estator, en correspondencia con la relación de transferencia del generador, transmitida transformatoriamente sobre el lado del rotor. La resistencia se diseña por ello de tal manera que no se pueda superar la corriente MFU máxima permitida.

La Fig. 6c muestra un ejemplo de forma de realización de las unidades para la desconexión rápida y para la desmagnetización rápida en una unidad.

Ambas unidades - unidad de desconexión y unidad de desmagnetización rápida - se forman preferentemente en un grupo constructivo con puente de diodos común.

Para la siguiente explicación se cita el siguiente ejemplo de realización detallado para un sistema de generador según la Fig. 5a con una potencia nominal de 2.5 MW (corriente nominal de estator 2200 A, tensión nominal de estator 660 V):

Las unidades de desconexión rápida y de desmagnetización se realizan según la Fig. 6c. Al mismo tiempo se utilizan para el rectificador en puente 14.1 diodos con una corriente nominal de 1500 A y una tensión nominal de 2400 V. El conmutador de la unidad de desconexión rápida 13.2 consta de dos GCT conectados en paralelo con una corriente nominal de 4000 A cada uno. La resistencia 13.3 correspondiente tiene un valor de 40 m\Omega. El conmutador de la unidad de desmagnetización rápida 14.2 consta de un GCT con una corriente nominal de 3000 A. La resistencia 14.3 correspondiente tiene un valor de 350 m\Omega, con lo que resulta en el caso concreto una constante de tiempo de campo principal de 10 ms.

La Fig. 6d y la Fig. 6e muestran otros ejemplos de forma de realización para unidades de desconexión rápida o de desmagnetización rápida; aquí se utilizan conmutadores 15.1 bidireccionales trifásicos con resistencias 15.2 o una combinación desarmada de ambos 16.1, 16.2.

Una desmagnetización activa se puede llevar a cabo directamente a través del MFU. Para ello éste debe almacenar, durante la fase de desmagnetización, una tensión dirigida en contra del flujo principal en los devanados de rotor. Dado que el generador está desconectado de la red por el lado del estator, la reducción del flujo se controla en este caso exclusivamente a través del circuito de rotor y la tensión impresa (\Delta\Psi = U\cdot\Deltat). Las constantes de tiempo propias del generador carecen prácticamente de importancia. Con este método se pueden alcanzar, en caso de impresión de la tensión máxima disponible opuesta al flujo, tiempos de desmagnetización al 10% del valor nominal con un orden de magnitud de 10 ms. La desmagnetización activa puede tener lugar sin desmagnetización pasiva o en combinación con ésta. En caso de una combinación la unidad de desmagnetización debe estar dispuesta de todos modos sobre el lado del estator, dado que en este caso el MFU no puede ser desconectado.

Una variación repentina de la tensión de red puede ser registrada, por una vía directa, mediante el registro de la propia tensión de red o, indirectamente, a través de la detección de sobrecorrientes en el circuito de estator o, en el caso del sistema DASM, en el NFU o el MFU o mediante detección de una sobretensión en el circuito intermedio 7.3. Dado que las sobrecorrientes y las sobretensiones pueden tener también otras causas, la secuencia para dominar las averías de red supone también una protección del sistema para otras averías. Una desconexión a través del registro indirecto tiene la ventaja de que la desconexión de la red tiene lugar, de hecho, únicamente cuando la avería no puede ser compensada mediante contramedidas de la unidad de regulación 10. El reconocimiento de las averías mencionadas dispara automáticamente la desconexión del conmutador electrónico 3 a través de la unidad de desconexión rápida 11. Una desconexión simultánea del NFU o del MFU (inhibición de impulsos) o el encendido de un puente de cortocircuito 5 son necesarios cuando las sobrecorrientes no pueden ser limitadas mediante desconexión del conmutador electrónico 3 (es decir, tienen causas internas al sistema). Con ello se aumenta notablemente, mediante las disposiciones según la invención, la disponibilidad del sistema y su capacidad para actuar de forma activa contra averías externas.

A continuación, se proporciona una descripción detallada del procedimiento según la invención para el funcionamiento del sistema de generador en caso de averías de la red.

De acuerdo con indicaciones de los productores y distribuidores de energía (E.ON Netz GmbH: Ergänzende Netzanschlussregeln für Windenenergieanlagen, versión del 01.12.2001) cabe contar con variaciones repentinas de la tensión, sobre todo en el caso de una caída de tensión, mientras que el aumento de nuevo de la tensión de red tiene lugar en márgenes de segundos. Las caídas constituyen por consiguiente el caso más crítico y de debe dominarse con prioridad.

Por este motivo, la presente invención analiza prioritariamente con los conceptos de unidad de desexcitación rápida o unidad de desmagnetización rápida para el grupo constructivo adicional 12 correspondiente, a pesar de que éste, como se desprende de la descripción que viene a continuación, se utiliza también para el caso contrario, la magnetización tras la vuelta correspondientemente rápida de la tensión.

Tras una caída de la tensión de red se desconecta en primer lugar el generador de la red, por el lado del estator, mediante el conmutador electrónico. La desconexión debe tener lugar en el intervalo de un tiempo durante el cual las sobrecorrientes que aparecen no han alcanzado todavía el umbral de disparo de los dispositivos de protección. Por este motivo es necesario interrumpir el flujo de corriente hacia la red a más tardar después de 100 \mus, mejor en menos de 50 \mus. La interrupción tiene lugar con la ayuda de la unidad de desconexión rápida 11. Ésta está activa hasta que el conmutador electrónico 3 ha desconectado. Después de o simultáneamente con la unidad de desconexión rápida se conecta la unidad de desmagnetización rápida 12 y se determinan, tras la desconexión del dispositivo de desconexión rápida, las relaciones eléctricas en el circuito de estator y la corriente que fluye por los devanados de estator y de rotor. Mientras ésta esté conectada, hay que generar el flujo de estator del generador hasta el nivel predeterminado por el valor de la tensión de red, es decir, la tensión de estator inducida debe ser, aproximadamente, igual en cuanto a su valor y su fase que la tensión de red, para que al volver a conectar el conmutador electrónico 3 no fluyan corrientes de compensación o lo hagan unas sosteniblemente pequeñas. Una igualdad de fases aproximada se puede alcanzar de manera definida únicamente con desmagnetización activa con la ayuda del MFU. La realización tiene lugar con la ayuda del dispositivo de regulación 10, gracias a que una corriente generadora de flujo es impresa de tal manera en los devanados de rotor que se crea la igualdad de amplitudes y de fases exigida entre la tensión de estator inducida y la tensión de red actual.

La unidad de regulación 10 contiene preferentemente un regulador de valor de flujo y uno de fases, los cuales imprimen una porción real e imaginaria de la corriente de rotor de tal manera en el devanado de rotor, que la tensión de estator inducida por el flujo principal es de nuevo igual, en cuanto al valor y la fase, a la tensión de red y que la magnetización y la sincronización se cierra en un tiempo lo más breve posible.

Tras la finalización de la magnetización o desmangetización la unidad de desmagnetización rápida es desconectada y el conmutador electrónico 3 es conectado de nuevo. Las corrientes transitorias restantes a causa de errores de amplitud y fase prácticamente inevitables entre la tensión de red y la tensión de estator inducida en el momento de la conexión son reguladas hasta el máximo por la unidad de regulación 10 a través del MFU y del NFU. Se puede continuar con el funcionamiento regulado normal del sistema de generador.

Con el fin de dominar los transitorios restantes con suficiente velocidad (regulación hasta el máximo en menos del 10% de la constante de tiempo de campo principal en funcionamiento de señales débiles) y para regresar en el tiempo lo más breve posible a una carga ordenada de la red, no basta con la estructura de regulación (Fig. 3) casi estacionaria. Por ello se completada, según la invención, con una regulación de flujo de estator como se explica a continuación.

La Fig. 7 muestra un ejemplo de realización de una estructura de regulación para un sistema de generador de revoluciones por minuto variables con generador DASM y regulación de flujo de estator.

Según la invención la estructura de regulación descrita en la Fig. 3 es completada con un regulador para el flujo de estator 613. Éste contiene como valor teórico el valor del acoplamiento de flujo de estator 612: \Psi_{s,ref} = U(red)/(2\cdot\pi\cdotf(red)), que resulta a partir del valor estacionario de la tensión de red y de la frecuencia de red. Tanto el regulador de flujo de estator como también del regulador de factor de potencia 602 funcionan, en la realización mostrada, sobre el componente formador de flujo de la corriente de rotor i_{rq}*604 como magnitud de ajuste. Un desacoplamiento dinámico entre ambos algoritmos se consigue preferentemente mediante el ajuste correspondiente de la dinámica del regulador de factor de potencia. Adicionalmente se puede conectar el valor teórico del flujo de estator, convertido a la corriente de magnetización 615 del lado del rotor, como Bypass sobre el valor teórico de rotor que forma flujo, con lo cual el regulador de flujo se hace cargo únicamente de la compensación dinámica de variaciones de flujo. Esta porción de compensación puede ser desconectada 614 además, dependiendo de criterios correspondientemente eficaces, como en la desviación de regulación de flujo que ha dado buenos resultados, en el funcionamiento estacionario.

El propio regulador de flujo puede ser diseñado según diferentes supuestos conocidos por la teoría correspondiente, como diseño PI, PID o de espacio de estado. Puede ser implementado asimismo en un sistema de regulación (p. ej. orientado hacia la tensión de red) divergente de la orientación de flujo de estator, debiendo ser diseñado en este caso vectorial para componentes reales e imaginarias del flujo y generando una porción de magnitud de ajuste tanto para la componente real como para la imaginaria de la corriente de rotor.

A continuación, se indica un ejemplo de forma de realización para la estructura de regulación total según la Fig. 7. En este sistema, orientado al flujo de estator, el regulador de flujo puede estar diseñado como regulador escalar. Para un regulador con comportamiento PI resulta el planteamiento para el cálculo de valor actual de la magnitud de ajuste i_{rq}*604, que se calcula en la parte dinámica del regulador 613, del modo siguiente:

i_{rq}\text{*}(k) = A\text{*}[V_{R}\text{*}(\Psi_{s}\text{*}(k) - \Psi_{s}(k)) - B\text{*}(\Psi_{s}\text{*}(k-1) - \Psi_{s}(k-1)) + i_{rq}\text{*}(k-1) - C\text{*}u_{nq}(k)]

Aquí designan:

k

el paso de tiempo actual

i_{rq}*

el valor teórico de la componente de corriente de rotor 604 que forma flujo

\Psi_{s}*

el valor téorico del acoplamiento de flujo de estator (de 612)

\Psi_{s}

el valor real del acoplamiento de flujo de estator (de 610)

u_{nq}

la componente de tensión de red en el eje q (eje imaginario)

A = T_{s}/T

V_{R}

amplificación de regulador

B = 1 - (1/A)

C = T/L_{m} (comp. la Fig. 4)

T_{s} = (L_{m} + L_{s\sigma})/R_{s}

\hskip0.5cm

constante de tiempo del campo principal (comp. con la Fig. 4)

T

\hskip0.5cm

tiempo de exploración de la regulación de flujo.

La amplificación de regulador V_{R} determina la respuesta en régimen transitorio de la magnitud de regulación y se determina de acuerdo con reglas de ajuste conocidas por la bibliografía (p. ej. valor óptimo). Un concepción de este tipo da como resultado una respuesta en régimen transitorio amortiguada, regulándose hasta el máximo transitorios existentes de errores de valor y fase de la tensión de estator en el momento de conexión, dentro de un espacio de tiempo inferior al 10% de la constante de tiempo de campo principal, si no aparece limitación alguna de magnitudes de estado del generador (corrientes de rotor o estator) durante el proceso de regulación. Este planteamiento de regulación utiliza, para el cálculo de la magnitud de ajuste actual, el valor teórico y real de la magnitud de regulación (acoplamiento de flujo de estator \Psi_{s}), el valor pretérito de la magnitud de ajuste y una componente de la tensión de estator (tensión de red). Otros planteamientos, en especial cuando el regulador debe diseñarse en un sistema que no está referido al flujo de estator, pueden tomar otras magnitudes de estado, p. ej. para el desacoplamiento de las componentes reales e imaginarias del regulador, para el cálculo de la magnitud de ajuste actual. Las magnitudes de estado de este tipo pueden ser, por ejemplo, corrientes de rotor, corrientes de estator, tensiones de rotor o tensiones de estator.

Según la invención, la regulación de flujo está referida preferentemente al acoplamiento de flujo de estator como magnitud de regulación. Dado que el flujo de estator, de rotor y principal de la máquina se diferencia únicamente por sus porciones de dispersión, es imaginable de todos modos y equivalente en el sentido de la invención, trasladar el procedimiento de regulación, con ligeras adaptaciones, también al flujo de rotor o principal y utilizarlos como magnitudes de regulación. La referencia al acoplamiento de flujo de estator no constituye en esta medida limitación alguna.

Las explicaciones anteriores se refieren en su mayor parte a ejemplos de utilización determinados y variantes de realización de la invención, lo que no representa limitación alguna en el sentido del contenido de la invención. Un experto en la materia puede comprender que las soluciones propuestas se pueden trasladar a otras disposiciones técnicas de aparatos. En especial, la utilización no está limitada a máquinas asíncronas de doble excitación o máquinas de anillos colectores, sino que se extiende a todas las máquinas polifásicas, las cuales están acopladas con un devanado directamente a la red y presentan, por lo menos, otro devanado accesible hacia fuera, como por ejemplo máquinas en cascada, máquinas sin escobillas de doble excitación o máquinas de reluctancia de doble excitación.

Además, los conceptos utilizados en el texto, devanado primario, devanado secundario, devanado de estator, devanado de rotor, etc., son intercambiables y pueden, en correspondencia con la máquina utilizada, ser utilizados con otras designaciones correspondientes a su significado.

Claims (20)

1. Sistema de generador con generador trifásico de doble excitación, que comprende un generador trifásico de doble excitación (4) con devanado primario (4.1) acoplado a la red y por lo menos un devanado secundario (4.2), un convertidor de frecuencias (7) en el circuito secundario, una unidad de regulación (10) y un conmutador electrónico (3) en el circuito primario, conectado a una red trifásica (1), caracterizado porque el conmutador electrónico (3) está provisto de una unidad para la desconexión rápida (11), la cual está prevista para la interrupción del flujo de corriente por el mismo, antes de que en caso de avería la reacción de los dispositivos de protección conduzca a la separación del generador (4) de la red (1) o a la desconexión del convertidor de frecuencias (7), y porque a los devanados primario (4.1) o secundario (4.2) del generador está conectada una unidad para la desmagnetización rápida (12), la cual en funcionamiento normal está desactivada y la cual tras la activación, después de la interrupción del flujo de corriente, está prevista en el circuito primario a través del conmutador electrónico para el control del comportamiento de magnetización del generador.

2. Sistema de generador según la reivindicación 1, caracterizado porque la interrupción del flujo de corriente está prevista en menos de 100 microsegundos, preferentemente en menos de 50 microsegundos.

3. Sistema de generador según la reivindicación 1 ó 2, caracterizado porque el convertidor de frecuencias (7) es un convertidor de frecuencias de circuito intermedio de tensión.

4. Sistema de generador según una de las reivindicaciones 1 - 3, caracterizado porque el convertidor de frecuencias (7) es un convertidor de frecuencias de circuito intermedio de tensión bidireccional, formado por un convertidor de frecuencias (7.1) del lado de la red y un convertidor de frecuencias (7.2) del lado del motor, los cuales están acoplados a través de un circuito intermedio (7.3).

5. Sistema de generador según una de las reivindicaciones 1 - 4, caracterizado porque la unidad de desconexión rápida (11) comprende unos componentes para el descenso de la tensión de bornes primarios del generador bajo la tensión de red actual y unos componentes para su conexión y desconexión.

6. Sistema de generador según una de las reivindicaciones 1 - 5, caracterizado porque el conmutador electrónico (3) está formado por unos conmutadores semiconductores conmutados de red conectados de forma antiparalela, respectivamente tiristores, y la unidad de desconexión rápida (11) correspondiente comprende un puente de diodos (13.1) de seis impulsos, un conmutador semiconductor y una combinación de componentes pasivos y pasivos y activos para la limitación de la corriente y para el borrado del conmutador semiconductor.

7. Sistema de generador según una de las reivindicaciones 1 - 5, caracterizado porque el conmutador electrónico (3) está formado por unos conmutadores semiconductores conmutados de red conectados de forma antiparalela, respectivamente tiristores, y la unidad de desconexión rápida (11) correspondiente comprende un puente de diodos (13.1) de seis impulsos, un elemento que limita la corriente (13.3) y un conmutador semiconductor de conmutación forzada, que se puede desconectar, respectivamente tiristor (GTO, GCT) (13.2).

8. Sistema de generador según una de las reivindicaciones 1 - 7, caracterizado porque el conmutador electrónico (3) está formado por unos tiristores conmutados de red y unos tiristores (GTO, GCT) que se pueden desconectar, de conmutación forzada y conectados de forma antirapalela.

9. Sistema de generador según una de las reivindicaciones 1 - 8, caracterizado porque la unidad para la desmagnetización rápida (12) comprende unos elementos (14.3) para la limitación de la corriente, la reducción de la energía de magnetización del generador y el ajuste de la constante de tiempo de campo principal del generador y componentes para su conexión y desconexión.

10. Sistema de generador según una de las reivindicaciones 1 - 9, caracterizado porque la unidad para la desmagnetización rápida (12) comprende un puente de diodos (14.1) de seis impulsos, un tiristor (GTO, GCT) (14.2) que se puede desconectar y un elemento (14.3) que limita la corriente, respectivamente una resistencia óhmica, estando concebido de tal manera el elemento que limita la corriente que la corriente no supera su valor máximo permitido en los devanados secundarios del generador.

11. Sistema de generador según una de las reivindicaciones 1 - 7 y 9 - 10, caracterizado porque las unidades para la desconexión rápida (11) del conmutador electrónico (3) y para la desmagnetización rápida (12) están formadas en un conjunto que comprende un puente de diodos (14.1) común.

12. Sistema de generador según una de las reivindicaciones 1 - 11, caracterizado porque la unidad para la desmagnetización rápida (12) está realizada dentro del convertidor de frecuencias (7).

13. Sistema de generador según una de las reivindicaciones 1 - 12, caracterizado porque la detección de variaciones repentinas de la tensión de red para la activación de la unidad de desconexión rápida (12) tiene lugar mediante la medición y la evaluación directa de la tensión de red o mediante registro indirecto, mediante detección, de sobrecorrientes en el convertidor de frecuencias (7.1) del lado de la red, en el convertidor de frecuencias (7.2) del lado del motor o sobretensiones en el circuito intermedio (7.3).

14. Sistema de generador según una de las reivindicaciones 1 - 13, caracterizado porque la unidad de regulación (10) del convertidor de frecuencias (7.2) del lado del motor contiene en cada caso un regulador para el valor y la posición de fase del flujo principal del generador, los cuales se ajustan, durante la activación de la unidad de desmagnetización (12), de tal manera el flujo principal que la tensión de estator inducida es igual a la tensión de red en cuanto al valor y la fase.

15. Sistema de generador con generador trifásico de doble excitación según una de las reivindicaciones 1 - 14, que comprende un generador trifásico de doble excitación (4) con un devanado primario o devanado de estator (4.1) acoplado a la red y por lo menos un devanado secundario o devanado de rotor (4.2), un convertidor de frecuencias (7) en el circuito secundario y una unidad de regulación (10), conectada a una red trifásica (1), caracterizado porque la unidad de regulación (10) para el convertidor de frecuencias (7) contiene un regulador (613) escalar o vectorial para la impresión dinámica del flujo de estator del generador, cuyas magnitudes de ajuste son conectadas asimismo a los valores teóricos para las componentes de la corriente de rotor (603, 604).

16. Procedimiento para el funcionamiento de un sistema de generador según una de las reivindicaciones 1 - 14, caracterizado porque, tras la detección de una variación repentina de la tensión de red, el flujo de corriente en el circuito de estator es interrumpido mediante la activación de la unidad de desconexión rápida (11) y la inhibición de las señales de control del conmutador electrónico (3), después se activa la unidad de desmagnetización rápida (12) y, con la ayuda de ésta, se ajusta de tal manera el flujo principal en el generador que la tensión de estator inducida es, aproximadamente, igual a la tensión de red en cuanto al valor y la fase, y después se vuelve a permitir el flujo de corriente entre la red y el estator mediante la desactivación de la desmagnetización rápida (12) y la activación del conmutador electrónico (3).

17. Procedimiento según la reivindicación 16, caracterizado porque durante la desconexión del circuito primario de la red (1) el convertidor de frecuencias (7.1) del lado de la red continúa cargando corriente en la red (1) y, por consiguiente, durante la duración de la avería de red se mantiene un flujo de corriente continuo entre el sistema de generador y la red.

18. Procedimiento según la reivindicación 16 ó 17, caracterizado porque, durante la caída de la tensión de red, la desmagnetización del generador es controlada de tal manera por la unidad de regulación (10) del convertidor de frecuencias (7.2) del lado del motor que ésta conecta a los devanados secundarios la tensión máxima disponible dirigida en contra del flujo principal, consiguiendo de este modo el tiempo de desmagnetización más breve posible.

19. Procedimiento para la regulación del flujo de estator para un sistema de generador según la reivindicación 15, caracterizado porque el valor de referencia (612) para el flujo de estator se calcula como tensión de red y frecuencia de red, se calcula una magnitud de ajuste vectorial a partir del valor de referencia, el valor real del flujo vectorial calculado a partir de magnitudes de generador eléctricas, valores pretéritos de la magnitud de ajuste y otras magnitudes de estado eléctricas del generador, se suma la magnitud de ajuste a los valores teóricos vectoriales de la corriente de rotor (603, 604), llevándose a cabo de tal manera la ponderación de las magnitudes de entrada de regulador mencionadas, que, en la medida en que durante la operación de regulación no aparezca ninguna limitación de las magnitudes de estado del generador, tras un tiempo de por lo menos el 10%, preferentemente menos del 5%, de la constante de tiempo del campo principal del generador, se ha alcanzado el valor teórico de acoplamiento de flujo principal y se han extinguido todos los transitorios originados por la variación de la tensión de red.

20. Procedimiento según la reivindicación 19, caracterizado porque las restantes magnitudes de estado eléctricas son corrientes de rotor (i_{rd}, i_{rq}), tensiones de rotor (U_{rd}, U_{rq}), corrientes de estator (i_{sd}, i_{sq}) y tensiones de estator.