RU2608085C2 - Способ и система для управления гидроэлектрическими турбинами - Google Patents

Способ и система для управления гидроэлектрическими турбинами Download PDF

Info

Publication number
RU2608085C2
RU2608085C2 RU2014108517A RU2014108517A RU2608085C2 RU 2608085 C2 RU2608085 C2 RU 2608085C2 RU 2014108517 A RU2014108517 A RU 2014108517A RU 2014108517 A RU2014108517 A RU 2014108517A RU 2608085 C2 RU2608085 C2 RU 2608085C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
power
turbine
converter
array
voltage
Prior art date
Application number
RU2014108517A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2014108517A (ru
Inventor
Эдвард СПУНЕР
Саймон КОТОРН
Уи Кьон КУ
Original Assignee
ОУПЕНХАЙДРОУ АйПи ЛИМИТЕД
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by ОУПЕНХАЙДРОУ АйПи ЛИМИТЕД filed Critical ОУПЕНХАЙДРОУ АйПи ЛИМИТЕД
Publication of RU2014108517A publication Critical patent/RU2014108517A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2608085C2 publication Critical patent/RU2608085C2/ru

Links

Images

Classifications

    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
    • H02J3/38—Arrangements for parallely feeding a single network by two or more generators, converters or transformers
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F03—MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS; WIND, SPRING, OR WEIGHT MOTORS; PRODUCING MECHANICAL POWER OR A REACTIVE PROPULSIVE THRUST, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • F03B—MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS
    • F03B13/00—Adaptations of machines or engines for special use; Combinations of machines or engines with driving or driven apparatus; Power stations or aggregates
    • F03B13/12—Adaptations of machines or engines for special use; Combinations of machines or engines with driving or driven apparatus; Power stations or aggregates characterised by using wave or tide energy
    • F03B13/26—Adaptations of machines or engines for special use; Combinations of machines or engines with driving or driven apparatus; Power stations or aggregates characterised by using wave or tide energy using tide energy
    • F03B13/264—Adaptations of machines or engines for special use; Combinations of machines or engines with driving or driven apparatus; Power stations or aggregates characterised by using wave or tide energy using tide energy using the horizontal flow of water resulting from tide movement
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F03—MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS; WIND, SPRING, OR WEIGHT MOTORS; PRODUCING MECHANICAL POWER OR A REACTIVE PROPULSIVE THRUST, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • F03B—MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS
    • F03B13/00—Adaptations of machines or engines for special use; Combinations of machines or engines with driving or driven apparatus; Power stations or aggregates
    • F03B13/10—Submerged units incorporating electric generators or motors
    • A—HUMAN NECESSITIES
    • A47—FURNITURE; DOMESTIC ARTICLES OR APPLIANCES; COFFEE MILLS; SPICE MILLS; SUCTION CLEANERS IN GENERAL
    • A47G—HOUSEHOLD OR TABLE EQUIPMENT
    • A47G19/00—Table service
    • A47G19/02—Plates, dishes or the like
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F03—MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS; WIND, SPRING, OR WEIGHT MOTORS; PRODUCING MECHANICAL POWER OR A REACTIVE PROPULSIVE THRUST, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • F03B—MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS
    • F03B15/00—Controlling
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F03—MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS; WIND, SPRING, OR WEIGHT MOTORS; PRODUCING MECHANICAL POWER OR A REACTIVE PROPULSIVE THRUST, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • F03B—MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS
    • F03B17/00—Other machines or engines
    • F03B17/06—Other machines or engines using liquid flow with predominantly kinetic energy conversion, e.g. of swinging-flap type, "run-of-river", "ultra-low head"
    • F03B17/061—Other machines or engines using liquid flow with predominantly kinetic energy conversion, e.g. of swinging-flap type, "run-of-river", "ultra-low head" with rotation axis substantially in flow direction
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02K—DYNAMO-ELECTRIC MACHINES
    • H02K7/00—Arrangements for handling mechanical energy structurally associated with dynamo-electric machines, e.g. structural association with mechanical driving motors or auxiliary dynamo-electric machines
    • H02K7/18—Structural association of electric generators with mechanical driving motors, e.g. with turbines
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02M—APPARATUS FOR CONVERSION BETWEEN AC AND AC, BETWEEN AC AND DC, OR BETWEEN DC AND DC, AND FOR USE WITH MAINS OR SIMILAR POWER SUPPLY SYSTEMS; CONVERSION OF DC OR AC INPUT POWER INTO SURGE OUTPUT POWER; CONTROL OR REGULATION THEREOF
    • H02M5/00—Conversion of ac power input into ac power output, e.g. for change of voltage, for change of frequency, for change of number of phases
    • H02M5/40—Conversion of ac power input into ac power output, e.g. for change of voltage, for change of frequency, for change of number of phases with intermediate conversion into dc
    • H02M5/42—Conversion of ac power input into ac power output, e.g. for change of voltage, for change of frequency, for change of number of phases with intermediate conversion into dc by static converters
    • H02M5/44—Conversion of ac power input into ac power output, e.g. for change of voltage, for change of frequency, for change of number of phases with intermediate conversion into dc by static converters using discharge tubes or semiconductor devices to convert the intermediate dc into ac
    • H02M5/443—Conversion of ac power input into ac power output, e.g. for change of voltage, for change of frequency, for change of number of phases with intermediate conversion into dc by static converters using discharge tubes or semiconductor devices to convert the intermediate dc into ac using devices of a thyratron or thyristor type requiring extinguishing means
    • H02M5/45—Conversion of ac power input into ac power output, e.g. for change of voltage, for change of frequency, for change of number of phases with intermediate conversion into dc by static converters using discharge tubes or semiconductor devices to convert the intermediate dc into ac using devices of a thyratron or thyristor type requiring extinguishing means using semiconductor devices only
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02P—CONTROL OR REGULATION OF ELECTRIC MOTORS, ELECTRIC GENERATORS OR DYNAMO-ELECTRIC CONVERTERS; CONTROLLING TRANSFORMERS, REACTORS OR CHOKE COILS
    • H02P9/00—Arrangements for controlling electric generators for the purpose of obtaining a desired output
    • H02P9/02—Details of the control
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E10/00—Energy generation through renewable energy sources
    • Y02E10/20—Hydro energy
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E10/00—Energy generation through renewable energy sources
    • Y02E10/30—Energy from the sea, e.g. using wave energy or salinity gradient

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Power Engineering (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Oceanography (AREA)
  • Control Of Eletrric Generators (AREA)
  • Control Of Water Turbines (AREA)
  • Connection Of Motors, Electrical Generators, Mechanical Devices, And The Like (AREA)

Abstract

Изобретение относится к области электротехники и может быть использовано в гидроэлектрических турбинах. Техническим результатом является обеспечение оптимизации производительности отдельных турбин и группы турбин. Система массива гидроэлектрических турбин содержит массив турбинных систем и управляющий контроллер. Каждая турбинная система массива содержит гидроэлектрическую турбину и систему управления. Система управления содержит: систему преобразователя, выполненную с возможностью преобразования мощности переменного тока, подаваемой генератором, соединенным с гидроэлектрической турбиной, и имеющей напряжение и частоту, которые зависят от скорости вращения гидроэлектрической турбины, в мощность переменного тока, имеющую напряжение и частоту системы передачи, для передачи мощности переменного тока к приемной подстанции; и модуль управления, выполненный с возможностью взаимодействия с системой преобразователя для регулирования напряжения переменного тока, подаваемого генератором. Управляющий контроллер определяет уровень производительности множества гидроэлектрических турбин в пределах массива и инструктирует модуль управления по меньшей мере одной из турбинных систем для регулирования напряжения переменного тока, подаваемого генератором, для изменения мощности, генерируемой по меньшей мере одной из турбинных систем, чтобы управлять, таким образом, всей мощностью, генерируемой массивом. 10 з.п. ф-лы, 13 ил.

Description

Область техники, к которой относится изобретение
Данное изобретение относится к способу и системе для управления турбинами, и, в частности, к способу и системе для обеспечения управления гидроэлектрическими турбинами для оптимизации производительности турбин.
Уровень техники
Гидроэлектрические турбины являются признанным средством для эффективного использования чистых и возобновляемых источников энергии. Группы гидроэлектрических турбин, установленных в море, используют естественные течения, вызываемые приливами или потоками рек вблизи их устий, чтобы тем самым генерировать электрическую мощность для снабжения местных энергосетей, установленных, как правило, на берегу.
Доступ к турбинам, установленным в море, является дорогим и опасным. Поэтому предпочтительно, где возможно, избегать использования компонентов, которые представляют какую-либо вероятность выхода из строя или износа. Так, турбинные лопасти с фиксированным шагом предпочтительнее лопастей с механизмами регулирования шага, тихоходные генераторы, соединенные непосредственно с турбиной, предпочтительнее быстроходных генераторов, соединенных через редукторы, а генераторы с возбуждением от постоянных магнитов предпочтительнее конструкций, в которых требуется использование щеток и токосъемных контактных колец или коммутаторов.
В большинстве случаев группы турбин содержат большое число турбин. С учетом большого числа используемых турбин непрактично и неэкономично поставлять мощность на берег по отдельному силовому кабелю, соединенному с каждой турбиной. Поэтому каждый силовой кабель, установленный для передачи мощности на берег, предпочтительно выполнен с возможностью сбора мощности от нескольких турбин. Для того чтобы передавать значительное количество мощности от группы турбин к точке подключения к энергосети на берегу, которая может находиться, как правило, в нескольких километрах от турбин, силовой кабель работает под высоким напряжением. Однако электрические элементы внутри турбины, например обмотки генератора, для повышения надежности и экономичности обычно выполнены с возможностью работы при намного более низких напряжениях.
Кроме того, турбулентность и неравномерная топография морского дна и ближайших береговых линий вызывают перепады скорости потока воды и, соответственно, перепады полезной мощности на каждой турбине в группе турбин, обслуживаемых одним кабелем. Для получения максимальной мощности от течения воды должна быть предусмотрена возможность регулирования скорости вращения каждой турбины, входящей в группу турбин, согласно преобладающей скорости потока воды. Таким образом, турбины в пределах группы работают, как правило, с различными скоростями и, если они оснащены генераторами с постоянным магнитом, турбины производят электрические мощности с различной частотой и напряжением.
Таким образом, задача данного изобретения состоит в предложении системы для преобразования электрической мощности, производимой турбиной, в форму, совместимую с системой передачи электроэнергии для передачи электрической мощности на берег, с обеспечением оптимизации производительности отдельной турбины и группы турбин в целом.
Раскрытие изобретения
Согласно данному изобретению, предложена система управления для управления работой гидроэлектрической турбины, причем система управления содержит:
систему преобразователя, выполненную с возможностью преобразования мощности переменного тока, подаваемой генератором, соединенным с турбиной, и имеющей напряжение и частоту, которые зависят от скорости вращения турбины, в мощность переменного тока, имеющую напряжение и частоту системы передачи, для передачи мощности переменного тока к приемной подстанции;
причем система дополнительно содержит модуль управления, при этом модуль управления выполнен с возможностью совместной работы с системой преобразователя для регулирования напряжения переменного тока, подаваемого генератором, в зависимости от скорости потока воды через турбину, для управления, таким образом, вращением турбины.
Предпочтительно, мощность переменного тока, подаваемая генератором, имеет напряжение и частоту, пропорциональные скорости вращения турбины.
Предпочтительно, система преобразователя содержит преобразователь первой ступени и преобразователь второй ступени, при этом между преобразователями первой ступени и второй ступени расположено звено постоянного тока, причем преобразователь первой ступени выполнен с возможностью преобразования мощности переменного тока, подаваемой генератором, в мощность постоянного тока, а преобразователь второй ступени выполнен с возможностью преобразования мощности постоянного тока в мощность переменного тока для передачи к приемной подстанции.
В альтернативном варианте система преобразователя содержит понижающий преобразователь частоты или матричный преобразователь, выполненный с возможностью преобразования переменного тока, подаваемого генератором, в мощность переменного тока для передачи к приемной подстанции.
Предпочтительно, звено постоянного тока содержит по меньшей мере один датчик для измерения постоянного тока и выполнено с возможностью подачи сигналов, связанных с измеренным постоянным током, в модуль управления.
Предпочтительно, звено постоянного тока содержит по меньшей мере один датчик для измерения напряжения постоянного тока и выполнено с возможностью подачи сигналов, связанных с измеренным напряжением постоянного тока, в модуль управления.
Предпочтительно, преобразователь первой ступени содержит выпрямитель.
Предпочтительно, выпрямитель представляет собой трехфазный фазоуправляемый выпрямитель, а модуль управления выполнен с возможностью регулирования угла задержки сигнала включения тиристора фазоуправляемого выпрямителя.
В альтернативном варианте преобразователь первой ступени содержит тиристорный контроллер переменного тока, включенный последовательно с диодным мостом.
Предпочтительно, преобразователь второй ступени представляет собой фазоуправляемый токовый инвертор с линейной коммутацией.
Предпочтительно, в ответ на скорость потока воды, меньшую, чем номинальное значение, модуль управления выполнен с возможностью регулирования угла отпирания тиристоров преобразователя второй ступени, чтобы регулировать напряжение звена постоянного тока до такого значения, чтобы обеспечить упомянутое оптимальное значение мощности постоянного тока в звене постоянного тока.
Предпочтительно, в ответ на скорость потока воды, меньшую, чем пороговое значение, модуль управления выполнен с возможностью установки режима работы преобразователя первой ступени, при котором он функционирует в качестве неуправляемого выпрямителя, определения тока звена постоянного тока, определения оптимального значения мощности постоянного тока, связанного со скоростью потока воды, для турбины, и регулирования работы преобразователя второй ступени, чтобы регулировать напряжение звена постоянного тока до такого значения, чтобы обеспечить упомянутое оптимальное значение мощности постоянного тока для упомянутого определенного тока звена постоянного тока.
Предпочтительно, в ответ на скорость потока воды, большую, чем номинальное значение, модуль управления выполнен с возможностью регулирования угла отпирания тиристоров преобразователя второй ступени, чтобы регулировать напряжение звена постоянного тока до порогового значения напряжения постоянного тока, и регулировать угол отпирания тиристоров преобразователя первой ступени, чтобы обеспечить фиксированное значение тока звена постоянного тока для ограничения мощности постоянного тока упомянутым оптимальным значением мощности постоянного тока.
Предпочтительно, в ответ на скорость потока воды, большую, чем пороговое значение, модуль управления выполнен с возможностью регулирования преобразователя второй ступени, чтобы устанавливать напряжение звена постоянного тока в пороговое значение напряжения постоянного тока, определения оптимального значения мощности постоянного тока, связанной со скоростью потока воды для турбины, и регулирования преобразователя первой ступени, чтобы регулировать ток звена постоянного тока до такого значения, чтобы обеспечить фиксированное значение для ограничения мощности постоянного тока упомянутым оптимальным значением мощности постоянного тока.
В альтернативном варианте преобразователь первой ступени и преобразователь второй ступени представляют собой преобразователь типа инвертора напряжения.
Предпочтительно, преобразователь первой ступени представляет собой инвертер напряжения, работающий как активный выпрямитель, и выполнен с возможностью работы со звеном постоянного тока фиксированного напряжения.
Предпочтительно, преобразователь первой ступени и преобразователь второй ступени представляют собой трехфазные мосты с шестью устройствами, причем каждое устройство содержит переключатель и безынерционный диод.
Предпочтительно, переключатели выбирают из любых полупроводниковых переключателей, например переключающих устройств на основе биполярных транзисторов с изолированным затвором (IGBT), коммутируемых по затвору запираемых тиристоров (IGCT) или запираемых (GTO) тиристоров.
Предпочтительно, переключающие устройства выполнены с возможностью приема сигналов и работы согласно сигналам, полученным от модуля управления.
Предпочтительно, параллельно с контактами постоянного тока преобразователей первой ступени и второй ступени соединен конденсатор, который выполнен с возможностью поддержания по существу неизменного напряжения звена постоянного тока в течение периода цикла переключения переключателей устройств.
Предпочтительно, модуль управления выполнен с возможностью управления устройствами преобразователя первой ступени, для управления, таким образом, напряжением, выдаваемым на входе переменного тока преобразователя первой ступени.
Предпочтительно, модуль управления выполнен с возможностью управления устройствами преобразователя первой ступени, чтобы устанавливать амплитуду и частоту напряжения на контактах генератора и соответствующие потоки активной и реактивной мощности.
Предпочтительно, преобразователем первой ступени управляют так, чтобы выдавать генератору напряжение переменного тока, которое изменяется в зависимости от частоты электрического тока таким образом, что результирующий переменный ток совпадает по фазе с электромагнитной силой, индуцируемой в обмотках генератора.
Предпочтительно, модуль управления выполнен с возможностью управления выходным напряжением переменного тока преобразователя второй ступени путем управления амплитудой и частотой выходного напряжения переменного тока посредством коммутационного сигнала, передаваемого в устройства преобразователя второй ступени.
Предпочтительно, модуль управления выполнен с возможностью изменения работы устройств контроллера первой ступени, чтобы регулировать частоту напряжения переменного тока на входных контактах преобразователя первой ступени для управления вращением турбины.
Предпочтительно, в ответ на скорость потока воды, меньшую, чем пороговое значение, модуль управления выполнен с возможностью определения тока звена постоянного тока, определения оптимального значения мощности постоянного тока, связанного со скоростью потока воды, для турбины, и регулирования работы преобразователя первой ступени путем изменения последовательности переключения устройств для регулирования значения частоты напряжения переменного тока на входных контактах таким образом, чтобы обеспечить оптимальное значение мощности постоянного тока для определенного тока звена постоянного тока.
Предпочтительно, в ответ на скорость потока воды, большую, чем пороговое значение, модуль управления выполнен с возможностью определения оптимального значения мощности постоянного тока, связанного со скоростью потока воды, для турбины, и регулирования работы преобразователя первой ступени путем изменения последовательности переключения устройств, чтобы регулировать значения частоты напряжения переменного тока на входных контактах таким образом, чтобы обеспечить фиксированное значение для ограничения мощности постоянного тока оптимальным значением мощности постоянного тока.
Предпочтительно, пороговое значение представляет собой нормальную рабочую скорость потока или номинальную скорость.
Предпочтительно, система управления выполнена с возможностью взаимодействия с управляющим контроллером, чтобы определять пороговое значение для турбины.
Предпочтительно, пороговое значение основано на любом из уровня производительности каждой турбины в пределах массива турбинных систем, схемы протекания потока воды через массив турбин, и предпочтений оператора энергосети.
Предпочтительно, каждая турбинная система соединена с общим кабелем, идущим на берег.
Предпочтительно, уровень производительности турбины содержит выходную мощность каждой турбины турбинных систем в пределах массива турбин.
Предпочтительно, также предложена турбинная система, причем турбинная система содержит систему преобразователя и дополнительно содержит гидроэлектрическую турбину, соединенную с генератором, при этом генератор выполнен с возможностью выдачи выходной мощности переменного тока в качестве входного сигнала системы управления.
Предпочтительно, турбина имеет фиксированные лопасти, а генератор содержит непосредственно соединенный генератор с постоянным магнитом.
Предпочтительно, турбинная система дополнительно содержит систему передачи, содержащую трансформатор, причем система передачи выполнена с возможностью приема выходной мощности переменного тока от системы управления и передачи мощности переменного тока к приемной подстанции, расположенной на берегу.
Предпочтительно, турбинная система дополнительно содержит первый компонент коррекции коэффициента мощности, расположенный между выходом генератора и входом системы преобразователя, предназначенный для компенсации влияния системы преобразователя на коэффициент мощности генератора.
Предпочтительно, первый компонент коррекции мощности содержит три набора компонентов, каждый из которых содержит катушку индуктивности, включенную последовательно с конденсатором, причем каждый набор компонентов включен параллельно соответствующим трем фазовым выходам генератора. Конденсаторы служат для уменьшения как временных гармонических составляющих тока генератора, так и реактивной части основной составляющей для уменьшения, таким образом, потерь в генераторе, причем каждая из катушек индуктивности служит для предотвращения протекания большого тока через соответствующие конденсаторы, при коммутации трехфазного фазоуправляемого выпрямителя.
Предпочтительно, турбинная система дополнительно содержит второй компонент коррекции коэффициента мощности, расположенный между выходом системы преобразователя и системой передачи, чтобы обеспечить работу системы передачи с относительно высоким коэффициентом мощности. Таким образом, минимизируются потери в кабеле, идущем на берег, и система передачи работает с максимальной производительностью для подачи активной мощности в энергосеть.
Предпочтительно, второй компонент коррекции коэффициента мощности содержит три набора компонентов, каждый из которых содержит по меньшей мере конденсатор и, опционально, катушку индуктивности, включенную последовательно с конденсатором, причем каждый набор компонентов включен параллельно соответствующим трем фазовым выходам системы преобразователя. Конденсаторы служат для уменьшения тока, проводимого системой передачи, чтобы минимизировать потери и обеспечить максимальную производительность системы передачи для передачи полезной активной мощности на берег, причем катушки индуктивности предусмотрены для предотвращения больших токов, проходящих от конденсаторов при переключении тиристоров преобразователя второй ступени.
Конденсаторы могут быть соединены с высоковольтными контактами трансформатора или с низковольтными контактами.
В альтернативном варианте второй компонент коррекции коэффициента мощности может быть соединен с отдельной обмоткой трансформатора так, что индуктивность рассеяния обмотки препятствует тому, чтобы конденсаторы нарушали работу системы преобразователя.
Предпочтительно, турбинная система снабжена первым силовым кабелем, выполненным с возможностью параллельного соединения турбинной системы по меньшей мере с одной другой турбинной системой и выполнена с возможностью питания общего второго силового кабеля, передающего мощность переменного тока на берег.
В альтернативном варианте вторые компоненты коррекции коэффициента мощности могут быть подсоединены в месте соединения первого и второго силовых кабелей.
В данном изобретении также предложен массив турбинных систем, содержащий множество турбинных систем, соединенных параллельно друг с другом посредством первого силового кабеля, причем турбинные системы выполнены с возможностью питания общего второго силового кабеля, выполненного с возможностью передачи мощности переменного тока к приемной подстанции.
Предпочтительно массив турбинных систем дополнительно содержит управляющий контроллер, выполненный с возможностью определения уровня производительности каждой турбины в пределах массива и инструктирования модуля управления каждой турбинной системы для регулирования напряжения переменного тока, подаваемого генератором, чтобы изменять мощность, генерируемую каждой турбинной системой, для управления, таким образом, полной мощностью, генерируемой массивом.
Таким образом, можно отслеживать выходную мощность массива турбинных систем и выбирать отдельные турбинные системы, например те системы, турбины которых находятся под воздействием потоков воды, имеющих скорость выше средней, причем можно также изменять характер их работы, чтобы компенсировать работу других турбинных систем в пределах массива, которые не вырабатывают номинальную мощность, поскольку связанный поток воды имеет скорость ниже средней.
Предпочтительно, первый и второй силовые кабели выполнены с возможностью передачи трехфазного переменного тока с межфазным напряжением, подходящим для электрооборудования, которое не требует масляной изоляции, например с межфазным напряжением 22 кВ.
Краткое описание чертежей
Варианты осуществления изобретения описаны далее на примерах со ссылками на прилагаемые чертежи, на которых:
на фиг.1 изображена электрическая схема компоновки группы турбинных систем согласно предпочтительному варианту осуществления данного изобретения;
на фиг.2 приведено графическое представление характеристик турбины в виде зависимости мощности от скорости вращения;
на фиг.3 изображена одна из турбинных систем, показанных на фиг.1, содержащая систему преобразователя мощности согласно первому варианту осуществления данного изобретения;
на фиг.4 изображена одна из турбинных систем, показанных на фиг.1, содержащая систему преобразователя мощности согласно второму варианту осуществления данного изобретения;
на фиг.5 изображена одна из турбинных систем, показанных на фиг.1, содержащая систему преобразователя мощности согласно третьему варианту осуществления данного изобретения;
на фиг.6 изображена одна из турбинных систем, показанных на фиг.1, содержащая систему преобразователя мощности согласно четвертому варианту осуществления данного изобретения;
на фиг.7 изображен управляющий контроллер, выполненный с возможностью коммуникации и взаимодействия с модулем управления любой из турбинных систем, показанных на фиг.3-6;
на фиг.8 изображена турбинная система, показанная на фиг.3, дополнительно содержащая первый и второй компоненты коррекции коэффициента мощности;
на фиг.9 изображен альтернативный вариант схемы компоновки второго компонента коррекции коэффициента мощности, показанного на фиг.8;
на фиг.10 приведено соотношение между характеристиками, в том числе скоростью, крутящим моментом и мощностью, турбины, соединенной с системой управления согласно данному изобретению, и скоростью потока воды;
на фиг.11 приведено сравнение изменений осевого усилия в турбине и изгибающего момента на лопастях турбины при увеличении скорости потока воды для известной турбинной системы и для турбинной системы согласно данному изобретению;
на фиг.12 изображено регулирование мощности постоянного тока в зависимости от скорости потока воды согласно предпочтительному варианту осуществления изобретения; и
на фиг.13 изображена работа тиристоров выпрямителя преобразователя первой ступени и инверторов преобразователя второй ступени под управлением модуля управления согласно предпочтительному варианту осуществления данного изобретения.
Осуществление изобретения
На фиг.1 показана предпочтительная электрическая схема компоновки группы турбинных систем 10, предпочтительно гидроэлектрических турбин.
Турбинные системы 10 электрически соединены параллельно друг с другом коротким силовым кабелем 12 и питают один или большее количество основных передающих силовых кабелей 14, выполненных с возможностью передачи мощности, собранной у группы турбинных систем 10, к приемной подстанции (не показана), расположенной близко к берегу или на берегу. В предпочтительном варианте осуществления изобретения силовые кабели передают трехфазный переменный ток с межфазным напряжением 22 кВ для минимизации, таким образом, каких-либо потерь мощности в кабеле. Однако очевидно, что могут использоваться любые соответствующие кабели.
Как показано, каждая турбинная система 10 содержит турбину 16, например турбину приливного течения. В предпочтительном варианте осуществления изобретения турбина предпочтительно содержит фиксированные лопасти.
Турбина 16 соединена с генератором 18, выполненным с возможностью преобразования механической энергии, генерируемой турбиной 16, в электрическую энергию. В предпочтительном варианте осуществления изобретения генератор 18 содержит непосредственно соединенный генератор с постоянным магнитом, который выдает трехфазную выходную мощность переменного тока, напряжение и частота которой пропорциональны скорости вращения турбины 16. В альтернативном варианте осуществления изобретения генератор 18 представляет собой асинхронный генератор, выдающий трехфазную выходную мощность переменного тока, напряжение и частота которой пропорциональны скорости вращения турбины 16. Однако, очевидно, что могут использоваться схемы компоновки с любым подходящим числом фаз. В некоторых конструкциях генераторов можно разделить катушки обмоток на группы, чтобы производить две или большее количество выходов, которые электрически изолированы.
Выходная мощность (или каждая электрическая выходная мощность, в зависимости от конкретного случая) генератора 18 подается к контактам переменного тока системы 20 преобразователя мощности для преобразования трехфазной мощности переменного тока в мощность переменного тока в форме, совместимой с системой 22 передачи для передачи мощности, собранной у группы турбинных систем 10, к приемной подстанции на берегу.
Система 22 передачи содержит трансформатор 24, предназначенный для повышения напряжения мощности, подаваемой системой преобразователя, от значения, как правило, 400 или 690 В до напряжения системы передачи.
Трансформатор (не показан), расположенный в приемной подстанции (не показана), выполнен с возможностью преобразования мощности, полученной по силовому кабелю 14, в напряжение, подходящее для соединения с энергосетью, или, в альтернативном варианте, в напряжение, подходящее для соединения с последующей ступенью преобразователя мощности, которое может быть необходимо перед соединением с энергосетью.
Напряжение 22 кВ выбрано потому, что оно находится в пределах диапазона не требующих обслуживания трансформаторов с изоляцией из литьевой смолы. Такие трансформаторы могут подходить для использования в заполненных газом корпусах, расположенных вблизи турбин 16. Для более высоких напряжений может потребоваться маслонаполненный трансформатор, который требует периодического обслуживания и представляет потенциальную угрозу для окружающей среды.
Приливные течения являются, как правило, турбулентными, вызывающими изменения скорости потока воды, как правило, в диапазоне от 60% до 140% от среднего значения, в течение периодов времени от нескольких секунд до нескольких минут. Мощность, доступная для получения от потока воды, пропорциональна возведенной в куб скорости потока, и в обычном случае для турбины, имеющей значение номинальной мощности 1 МВт, при средней скорости потока 3 м/с мощность, доступная для получения от каждой турбины, может изменяться в диапазоне от 0,216 МВт до 2,744 МВт.
Как проиллюстрировано на графике на фиг.2, для номинальной скорости потока воды существует зависимость между электрической мощностью, вырабатываемой турбиной, и скоростью вращения турбины. Как показано, генерируемая мощность для рассматриваемой турбины увеличивается по мере увеличения скорости вращения вплоть до значения максимальной мощности, составляющей приблизительно 1000 кВт для скорости вращения 20-25 оборотов в минуту. После этого, по мере увеличения скорости вращения генерируемая мощность уменьшается, достигая нулевого значения мощности для скорости вращения 35-40 оборотов в минуту. Таким образом, можно сделать вывод, что для номинального значения скорости потока воды мощность, генерируемая турбиной, увеличивается по мере увеличения скорости вращения лопастей турбины. Однако после заданного порогового значения скорости вращения генерируемая мощность начинает уменьшаться.
Соотношение между механической мощностью, развиваемой турбиной 16, и мощностью, передаваемой потоком воды, называется коэффициентом мощности (CP) турбины 16. Мощность, передаваемая потоком воды, зависит от площади турбины 16, перекрывающей поток воды, и скорости потока воды. Коэффициент мощности представляет собой безразмерный параметр, который является функцией относительной скорости винта, которая является вторым безразмерным параметром, равным отношению окружной скорости турбины 16 к скорости потока воды. Коэффициент мощности достигает максимального значения при оптимальном значении относительной скорости винта. Для случая, изображенного на фиг.2, относительная скорость винта равна оптимальному значению, когда скорость вращения составляет 22 оборота в минуту, при этом коэффициент максимальной мощности, умноженный на мощность потока, дает механическую мощность 1 МВт.
Во время, когда скорость воды меньше нормальной рабочей скорости потока или номинальной скорости, желательно, чтобы крутящий момент или скорость вращения турбины 16 были отрегулированы так, чтобы она работала с извлечением максимально возможной мощности из потока воды. Точно так же, во время, когда скорость потока воды превышает номинальную скорость, желательно, ограничить генерируемую мощность номинальным значением, чтобы предохранить турбины 16 от чрезмерного механического напряжения и избежать перегрузки и перегрева других компонентов внутри турбинной системы 10.
Поэтому система 20 преобразователя мощности согласно данному изобретению выполнена с возможностью управления работой турбин, в частности скоростью вращения турбин, обеспечения оптимальной генерируемой мощности, когда скорость потока воды меньше номинального значения, и ограничения генерируемой мощности, когда скорость потока воды больше номинального значения.
Соответственно, система 20 преобразователя мощности турбинной системы 10 предпочтительно выполнена с возможностью коммуникации с модулем 32 управления. Модуль 32 управления выполнен с возможностью определения показателя скорости потока воды через турбину 16. В предпочтительном варианте осуществления изобретения имеющуюся скорость потока воды определяют путем измерения тока от генератора вместе с рабочей частотой и напряжением. Однако, очевидно, что значение имеющейся скорости потока воды может быть получено путем измерения посредством датчика расхода, или оно может быть вычислено вероятностным методом с использованием статистической и/или прогностической информации, например, или согласно альтернативному варианту, путем регулирования измеренного значения скорости потока воды согласно информации, выведенной из статистики и/или прогнозов.
На фиг.3 показана турбинная система 10, включая детализированное изображение системы 20 преобразователя мощности согласно первому варианту осуществления данного изобретения. В этом первом варианте осуществления изобретения система 20 преобразователя мощности содержит преобразователь 26 первой ступени и преобразователь 28 второй ступени.
Преобразователь 26 первой ступени представляет собой выпрямитель, выполненный с возможностью преобразования входной мощности переменного тока, полученной от генератора и имеющей частоту, соответствующую скорости вращения генератора, в мощность постоянного тока. Как показано, выпрямитель представляет собой предпочтительно трехфазный фазоуправляемый выпрямитель, например тиристорный мост. В качестве альтернативного варианта очевидно, что преобразователь 26 первой ступени может быть выполнен в виде тиристорного контроллера переменного тока, за которым находится диодный мост, как описано более подробно ниже со ссылкой на фиг.4.
Преобразователь 28 второй ступени представляет собой инвертор, выполненный с возможностью преобразования мощности постоянного тока, выдаваемой преобразователем 26 первой ступени, в мощность переменного тока, имеющую напряжение и частоту системы 22 передачи. В этом варианте осуществления инвертор представляет собой тиристорный мост, работающий как фазоуправляемый токовый инвертор с линейной коммутацией.
Для каждого значения скорости потока воды существует оптимальная скорость вращения турбины 16, которая обеспечивает максимальную выходную мощность от турбины 16, и существует соответствующее оптимальное соотношение между напряжением и током в звене 34 постоянного тока, расположенном между преобразователем 26 первой ступени и преобразователем 28 второй ступени.
Таким образом, модуль 32 управления выполнен с возможностью регулирования напряжения звена постоянного тока в зависимости от имеющейся скорости потока воды с тем, чтобы управлять вращением турбины 16.
Когда скорость потока воды через турбину 16 меньше значения номинальной скорости, модуль 32 управления выполнен с возможностью обеспечения работы или поведения преобразователя 26 первой ступени в качестве неуправляемого выпрямителя (то есть, в качестве выпрямителя, в котором углы отпирания заданы равными 0 градусов) так, что скорость генератора 18 и скорость турбины 16 непосредственно связаны с напряжением звена 34 постоянного тока. Таким образом, благодаря регулированию заданного значения напряжения звена постоянного тока, постоянный ток и, соответственно, мощность переменного тока, впоследствии изменяются, позволяя управлять скоростью вращения турбины 16, и, в этом случае, предпочтительно вызывая уменьшение скорости вращения турбины, для обеспечения, таким образом, извлечения из турбины оптимальной мощности.
Преобразователь 26 первой ступени и, в предпочтительном варианте осуществления изобретения, управляемый выпрямитель используют во время периодов высокой скорости потока воды, обеспечивая возможность увеличения скорости вращения турбин 16 таким образом, чтобы генерируемая мощность была ограничена желаемым максимальным значением.
Когда скорость потока воды через турбину 16 превышает значение номинальной скорости, модуль 32 управления выполнен с возможностью установки параметров преобразователя 28 второй ступени и, в частности, угла отпирания или угла сдвига фаз тиристоров преобразователя 28 второй ступени, для обеспечения максимального значения напряжения звена постоянного тока. Модуль 32 управления выполнен также с возможностью установки тока звена постоянного тока в фиксированное значение путем регулирования преобразователя 26 первой ступени, для ограничения, таким образом, мощности, получаемой от генератора 18, желаемым максимальным значением. Таким образом, напряжение на входе преобразователя 26 первой ступени увеличивается, и, соответственно, увеличивается скорость вращения турбины 16.
Как показано на фиг.3, между выходом преобразователя первой ступени и входом преобразователя второй ступени предпочтительно последовательно расположена катушка 30 индуктивности, чтобы управлять изменяющимися потребностями системы и обеспечивать непрерывность постоянного тока несмотря на переключение тиристоров.
Вследствие результирующего высокого напряжения, вырабатываемого генератором 18, преобразователь первой ступени использует переключающие устройства, например тиристоры очень высокого номинального напряжения.
Во втором варианте осуществления, как показано на фиг.4, вместо использования тиристоров очень высокого напряжения может быть уменьшено напряжение каждого из трех фазовых выходов переменного тока генератора 18 путем соединения каждого выхода с индуктивной нагрузкой 136, 236 и 336, включенной параллельно соответствующим входам выпрямителя преобразователя 26 первой ступени. Реактивный ток, получаемый от индуктивной нагрузки 136, 236 и 336, имеет свойство создания большого падения напряжения на индуктивности обмотки генератора 18. Индуктивные нагрузки 136, 236 и 336 предпочтительно соединены с выпрямителем преобразователя первой ступени соответствующими твердотельными переключателями 138, 238 и 338, причем выпрямитель предпочтительно представляет собой простой диодный выпрямитель 40. В этом варианте осуществления изобретения модуль 32 управления выполнен с возможностью регулирования угла отпирания тиристоров твердотельного переключателя под фазовым управлением с тем, чтобы управлять преобразователем первой ступени и, соответственно, вращением турбин 16.
В приведенном на фиг.5 третьем варианте осуществления генератором 18 выдаются два выходных сигнала мощности трехфазного переменного тока, сформированные с возможностью подачи в отдельные первую и вторую системы 120 и 220 преобразователей мощности соответственно. Выходы систем 120 и 220 первого и второго преобразователей мощности выполнены с возможностью питания отдельных обмоток общего трансформатора, образующего двенадцатиимпульсную систему, создающую в системе 22 передачи ток с гармониками значительно более низкой частоты, по сравнению с током, который может создаваться системой с меньшим числом импульсов. Очевидно, что в турбинной системе 10 согласно данному изобретению может использоваться любое число соответствующих трехфазных групп.
Кроме того, очевидно, что в случае неисправности, произошедшей в одной из двух или в большем количестве систем 120, 220 преобразователя мощности, другие системы преобразователя мощности могут продолжать функционировать и давать возможность турбине 10 работать с ограниченной максимальной мощностью. В таком случае модули 32, 32' управления предпочтительно снабжены детектирующим средством (не показано) для детектирования неисправности и установления соответствующим образом пониженного значения предельной максимальной мощности. При этом модули 32, 32' управления будут соединены или иначе организованы таким образом, что они будут иметь возможность коммуникации друг с другом. В альтернативном варианте может использоваться один модуль 32 управления, соединенный с каждой из систем 120, 220 преобразователя мощности.
В четвертом варианте осуществления данного изобретения система 20 преобразователя мощности, изображенная на фиг.3, заменена системой 20 преобразователя мощности, изображенной на фиг.6. Как показано на чертеже, система преобразователя мощности, изображенная на фиг.6, также содержит преобразователь 26 первой ступени и преобразователь 28 второй ступени. Преобразователь 26 первой ступени выполнен с возможностью преобразования мощности переменного тока, выдаваемой генератором 18, в мощность постоянного тока, а преобразователь 28 второй ступени выполнен с возможностью преобразования мощности постоянного тока в мощность переменного тока для передачи к приемной подстанции (не показана).
Как и в случае с системами преобразователя согласно предшествующим вариантам осуществления изобретения, система 20 преобразователя, показанная на фиг.6, выполнена с возможностью коммуникации с модулем 32 управления, чтобы принимать сигналы управления и выдавать в модуль 32 управления измеренное значение мощности, проходящей через систему 20 преобразователя мощности. Для этого в звене 34 постоянного тока установлен датчик (не показан), чтобы детектировать и отслеживать постоянный ток, проходящий между преобразователями первой ступени и второй ступени и передавать сигнал в модуль 32 управления.
В этом варианте осуществления изобретения преобразователь 26 первой ступени и преобразователь 28 второй ступени представляют собой преобразователи типа инвертора напряжения. В частности, преобразователь первой ступени предпочтительно представляет собой инвертор напряжения, работающий как активный выпрямитель, и выполнен с возможностью работы со звеном постоянного тока фиксированного напряжения.
Как показано на фиг.6, преобразователь 26 первой ступени и преобразователь 28 второй ступени являются трехфазными мостами с шестью устройствами, причем каждое устройство 39 содержит полупроводниковый переключатель и безынерционный диод.
В данном варианте осуществления изобретения преобразователь 26 первой ступени и преобразователь 28 второй ступени представляют собой переключающие устройства 39 на основе биполярного транзистора с изолированным затвором (IGBT). Однако, очевидно, что могут использоваться другие типы переключающих устройств, например, коммутируемые по затвору запираемые тиристоры (IGCT), запираемые (GTO) тиристоры. Переключающие устройства 39 управляются и работают в соответствии с сигналом, полученным от модуля 32 управления.
Как показано на фиг.6, параллельно с контактами постоянного тока преобразователей 26 и 28 первой ступени и второй ступени предпочтительно соединен конденсатор 41. Конденсатор 41 выполнен с возможностью поддержания по существу неизменного напряжения звена постоянного тока в течение периода цикла переключения переключающих устройств 39. Модуль 32 управления выполнен с возможностью регулирования фазы выходного напряжения преобразователя 28 второй ступени в зависимости от изменений напряжения на конденсаторе 41, для поддержания, таким образом, напряжения звена постоянного тока в узких пределах заданного значения.
В этом варианте осуществления изобретения преобразователь 28 второй ступени выполнен с возможностью преобразования мощности постоянного тока, выдаваемой преобразователем первой ступени, в мощность переменного тока для передачи к приемной подстанции (не показана). Напряжение, имеющееся на выходных контактах переменного тока, содержащих выходные линии А, В и С переменного тока преобразователя 28 второй ступени, предпочтительно получают путем использования широтно-импульсной модуляции (PWM).
Чтобы управлять напряжением, подаваемым по линии А, переключатель S1 преобразователя 28 второй ступени постоянно включается и выключается. Когда переключатель S1 находится во включенном состоянии, электрический ток протекает от положительной линии постоянного тока к линии А. Когда переключатель S1 находится в выключенном состоянии, ток продолжает течь в том же направлении через линию А вследствие индуктивности компонентов в системе передачи, например, трансформатора, и вынужден проходить через безынерционный диод D2, установленный параллельно второму переключателю S2. Когда ток течет в другом направлении, он проходит через переключатель S2 и безынерционный диод D1, установленный параллельно первому переключателю S1.
Когда переключатель S1 находится во включенном состоянии, напряжение на линии А по существу равно напряжению положительной линии постоянного тока, а когда переключатель S1 находится в выключенном состоянии, напряжение на линии А по существу равно напряжению отрицательной линии постоянного тока. В связи с этим, среднее по времени напряжение на линии А связано с напряжением на положительной и отрицательной линиях постоянного тока и с отношением продолжительности периодов нахождения переключателя S1 во включенном и выключенном состояниях. Таким образом, средним напряжением на линии А можно управлять путем управления коммутационными сигналами, посылаемыми в переключатели S1 и S2.
В частности, изменяя отношение продолжительностей периодов нахождения переключателей S1 и S2 устройств 39 во включенном и выключенном состояниях, можно управлять средним напряжением на линии А так, чтобы оно принимало любое значение между напряжениями в данных двух линиях постоянного тока. Таким образом, в этом варианте осуществления изобретения модуль 32 управления выдает коммутационный сигнал высокой частоты с циклически изменяющимся отношением, чтобы создавать на линии А выходного контакта переменного тока напряжение приблизительно синусоидальной формы с наложенной высокочастотной составляющей. Предпочтительно, для ослабления высокочастотной составляющей используют фильтр малой емкости (не показан).
Напряжением на линиях В и С управляют таким же образом путем управления устройствами 39, связанными с линиями В и С.
Например, звено 34 постоянного тока может работать при 1100 В, а коммутационный сигнал, подаваемый в затворы биполярных транзисторов с изолированным затвором преобразователя 28 второй ступени, может иметь частоту, как правило, 3000 Гц. Отношение периодов включенного и выключенного состояний может изменяться в диапазоне от 1:10 до 10:1 таким образом, чтобы среднее напряжение на выходном контакте переменного тока изменялось в диапазоне от 100 до 1000 В. Если отношение изменяется во времени синусоидально с частотой 50 Гц, то выходное напряжение на линии А выходного контакта переменного тока имеет среднее значение 550 В с наложенной составляющей переменной тока частотой 50 Гц с амплитудой 450 В и эффективной величиной 318 В.
Аналогичный сигнал, подаваемый в переключатели S3 и S4, соединенные с линией В, вызывает изменение напряжения на линии В таким же образом, но он может быть сдвинут по фазе так, чтобы составляющая частотой 50 Гц отличалась по фазе на 120 градусов относительно фазы в линии А. Таким образом, напряжение переменного тока между линиями А и В имеет эффективную величину 551 В, и если сигнал, подаваемый в переключатели S5 и S6 для линии С также сдвинут по фазе на 120 градусов, тогда эти три линии А, В и С передают сбалансированное трехфазное выходное напряжение с эффективной величиной 551 В между линиями. Путем соответствующего изменения коммутационных сигналов модуль 32 управления может управлять амплитудой и частотой выходного напряжения переменного тока.
Амплитуда выходного напряжения переменного тока преобразователя 28 второй ступени определяет величину реактивной мощности, которая протекает в сеть трехфазного переменного тока, а фаза выходного напряжения относительно напряжения сети определяет поток активной мощности.
Аналогично, модуль 32 управления выполнен с возможностью управления устройствами 39 преобразователя 26 первой ступени, для управления, таким образом, напряжением, выдаваемым на входе переменного тока преобразователя 26 первой ступени, и, соответственно, напряжением переменного тока на контактах генератора 18. В частности, преобразователем 26 первой ступени управляют так, чтобы устанавливать амплитуду и частоту напряжения на контактах генератора и соответствующих потоков активной и реактивной мощности.
Кроме того, преобразователем 26 первой ступени управляют так, чтобы обеспечить выдачу генератору 18 напряжения переменного тока, которое изменяется согласно электрической частоте таким образом, что результирующий переменный ток совпадает по фазе с электродвижущей силой (эдс), индуцируемой в обмотках генератора 18.
При имеющейся скорости потока воды турбина 16 связана по существу с идеальной скоростью вращения, с результирующей частотой и эдс, а также с соответствующей мощностью. Поэтому для по существу идеальной скорости вращения составляющая переменного тока генератора, совпадающая по фазе с эдс, является известной функцией частоты. Максимальную производительность генератора получают, когда потери и, соответственно, ток минимизированы, что, в свою очередь, означает, что составляющая тока, смещенная по фазе на девяносто градусов относительно эдс, предпочтительно равна нулю. Соответствующее напряжение переменного тока на контактах генератора может быть определено как функция частоты и может быть зафиксировано в качестве требуемого параметра для модуля 32 управления.
Как описано выше, для любого значения скорости потока воды существует оптимальная скорость вращения турбины 16, которая позволяет получить от турбины 16 максимальную выходную мощность, и существует соответствующее оптимальное соотношение между частотой, напряжением и мощностью. Мощность переменного тока прямо пропорциональна току звена постоянного тока, поскольку напряжение звена постоянного тока является фиксированным. Таким образом, модуль 32 управления выполнен с возможностью установки частоты преобразователя первой ступени в соответствии с током звена постоянного тока, измеряемым датчиком (не показан), для управления напряжением переменного тока в генераторе.
В частности, модуль 32 управления выполнен с возможностью изменения работы устройств 39 контроллера 26 первой ступени, чтобы регулировать частоту напряжения переменного тока на входных контактах преобразователя первой ступени в зависимости от имеющейся величины тока звена постоянного тока.
Когда скорость потока воды через турбину 16 меньше значения номинальной скорости, модуль 32 управления выполнен с возможностью осуществления преобразователем 26 первой ступени регулирования частоты напряжения переменного тока на входных контактах преобразователя первой ступени, и, соответственно, на контактах переменного тока генератора 18 таким образом, чтобы скорость вращения генератора и турбины была оптимизирована для получения от потока максимальной мощности.
Преобразователь 26 первой ступени используется во время периодов высокой скорости потока воды, чтобы обеспечить возможность увеличения скорости вращения турбин 16 таким образом, чтобы генерируемая мощность была ограничена желаемым максимальным значением. Если скорость потока воды через турбину 16 превышает значение номинальной скорости, модуль 32 управления выполнен с возможностью осуществления преобразователем 26 первой ступени регулирования частоты напряжения переменного тока на входных контактах преобразователя первой ступени и, соответственно, на контактах переменного тока генератора 18 таким образом, чтобы скорость вращения генератора 18 и турбины 16 обеспечивала получение мощности, ограниченной максимальным значением. Если скорость потока будет очень высокой, то соответствующее идеальное напряжение превысит номинальное напряжение преобразователя 26 первой ступени, и генератор 18 будет вынужден переносить определенную величину переменного тока со сдвигом по фазе на девяносто градусов относительно электродвижущей силы, при этом потери в генераторе 18 будут соответственно выше минимальных.
Очевидно, что, подобно варианту осуществления изобретения, изображенному на фиг.5, турбинная система 10, показанная на фиг.6, может быть модифицирована так, чтобы содержать две или большее количество систем 20 преобразователя мощности, каждая из которых имеет параллельные каналы преобразователя мощности с отдельными звеньями постоянного тока. Это обеспечивает резервирование, чтобы в случае неисправности одного из каналов турбина 16 могла продолжать работать с ограниченной максимальной мощностью. Каждый канал из отдельных каналов принимает входной сигнал от изолированных секций обмоток генератора, чтобы неисправность в одном канале не влияла на работу других каналов.
Как описано выше, силовой кабель 14, установленный для передачи мощности на берег, предпочтительно выполнен с возможностью сбора мощности от нескольких турбинных систем 10 в массиве турбинных систем. Силовой кабель 14, идущий на берег, и прочая инфраструктура, используемые для подачи мощности в энергосеть на берегу, представляют весьма значительные капиталовложения, и предпочтительно по возможности всегда использовать их в максимальной степени. Поэтому, если некоторые турбины 16 в массиве турбинных систем работают при производительности меньшей, чем P/N, где Р - максимальная нагрузка кабеля, а N - количество турбин, полезно давать возможность другим турбинам иметь производительность большую, чем величина P/N, чтобы сбалансировать, таким образом, полное количество поставляемой мощности. В других случаях может быть желательно или необходимо уменьшить генерируемую мощность, например, если коммунальная энергосеть загружена незначительно, и оператор энергосети запрашивает вклад мощности от массива турбин, который ниже мощности, доступной для получения от преобладающего потока.
В связи с этим, в данном изобретении также предложено средство для регулирования и управления ограничением максимальной мощности отдельных турбин 16 согласно преобладающим скоростям потока в других турбинах и мощности, извлекаемой другими турбинными системами 10 в массиве. Для этого в предпочтительном варианте осуществления изобретения модуль 32 управления выполнен с возможностью коммуникации и взаимодействия с управляющим контроллером 54, как показано на фиг.7, предназначенным для оптимизации работы массива или группы турбин 16 в целом. Управляющий контроллер 54 предпочтительно выполнен с возможностью отслеживания уровней эффективности, включая выходную мощность каждой турбины 16 в пределах массива или группы турбин, и выполнен с возможностью компенсации для турбин 16, которые не производят номинальную мощность из-за того, что связанный с ними поток воды имеет скорость ниже средней, путем инструктирования модулей 32 управления турбинных систем 10, турбины 16 которых подвергаются воздействию потоков с более высокой скоростью, чтобы они выдавали мощность выше номинальной.
В случае, когда полная мощность, генерируемая массивом турбин в целом, превышает пороговую величину, например, пороговый предел, наложенный оператором энергосети, управляющий контроллер 54 выполнен с возможностью инструктирования модуля 32 управления некоторых или всех турбинных систем 10 в массиве турбин для уменьшения фиксированной величины тока звена постоянного тока, для ограничения, таким образом, получаемой полной выходной мощности. Аналогично, в случае, когда другие турбины 16 в массиве турбинных систем 10 работают с потоком воды, имеющим скорость ниже средней, и, соответственно, не производят номинальную мощность, управляющий контроллер 54 выполнен с возможностью направления команды или инструктирования модуля 32 управления выбранных турбинных систем в пределах массива для увеличения фиксированной величины тока звена постоянного тока, чтобы получать выходные мощности выше номинальной и, таким образом, компенсировать более низкую выходную мощность, получаемую от других турбин 16 в массиве турбин.
Мощность выше номинальной может быть получена турбинными системами 10 от потоков воды с более высокой скоростью пропорционально квадрату скорости потока воды путем использования компонентов коррекции коэффициента мощности, расположенных между генератором 18 и системой 20 преобразователя мощности, как описано более подробно ниже.
Системы преобразователя мощности, в которых используются фазоуправляемые выпрямители, вынуждают генераторы работать с коэффициентом мощности значительно меньше единицы. Таким образом, генераторы должны иметь номинальную мощность большую, чем необходимо в иных случаях, что приводит к увеличению количества магнитного материала и, соответственно, увеличению стоимости.
Таким образом, в предпочтительном варианте осуществления данного изобретения для компенсации влияния системы 20 преобразователя мощности на коэффициент мощности генератора между выходом генератора 18 и входом преобразователя первой ступени системы 20 преобразователя мощности турбинной системы, показанной на фиг.3, предусмотрен первый компонент 42 коррекции коэффициента мощности, как показано на фиг.8.
В предпочтительном варианте осуществления изобретения первый компонент 42 коррекции коэффициента мощности содержит три набора 142, 242 и 342 компонентов соответственно, каждый из которых содержит катушку 144, 244, 344 индуктивности, включенную последовательно с конденсатором 146, 246, 346, причем каждый набор 142, 242 и 342 компонентов включен параллельно соответствующим трем фазовым выходам генератора 18. Каждый из конденсаторов 146, 246, 346 уменьшает как временные гармонические составляющие генерируемого тока, так и реактивную часть основной составляющей так, что потери в генераторе уменьшаются. Каждая из катушек 144, 244, 344 индуктивности служит для предотвращения протекания большого тока через соответствующие конденсаторы 146, 246, 346 при коммутации трехфазного фазоуправляемого выпрямителя 26.
Чтобы минимизировать потери и обеспечить максимальную способность системы 22 передачи передавать полезную активную мощность на берег, между выходом преобразователя второй ступени системы 20 преобразователя мощности и системой передачи турбинной системы, показанной на фиг.3, предусмотрен второй компонент 48 коррекции коэффициента мощности, как показано на фиг.8.
В предпочтительном варианте осуществления изобретения второй компонент 48 коррекции коэффициента мощности содержит три набора 148, 248 и 348 компонентов соответственно, каждый из которых содержит катушку 150, 250, 350 индуктивности, включенную последовательно с конденсатором 152, 252, 352, причем каждый набор 144, 244 и 344 компонентов включен параллельно соответствующим трем фазовым выходам преобразователя 28 второй ступени. Каждый из конденсаторов 152, 252, 352 уменьшает ток, проводимый системой 22 передачи, чтобы минимизировать потери и обеспечить максимальную способность системы 22 передачи передавать полезную активную мощность на берег. Катушки 150, 250, 350 индуктивности предусмотрены для предотвращения больших токов, извлекаемых из конденсаторов 152, 252, 352 при переключении тиристоров преобразователя 28 второй ступени.
Однако, очевидно, что вместо этого второй компонент 48 коррекции коэффициента мощности может быть соединен с отдельной обмоткой трансформатора 24, как показано на фиг.9. В этом случае реактивного сопротивления утечки трансформатора обычно достаточно, чтобы ограничить ток в конденсаторе во время коммутации преобразователя второй ступени, и последовательно соединенные катушки индуктивности могут быть не нужны.
Хотя пример системы 20 преобразователя мощности, показанный на фиг.3, приведен для описания применения компонентов коррекции мощности, очевидно, что любой из вариантов осуществления преобразования мощности может быть модифицирован так, чтобы содержать описанные компоненты коррекции коэффициента мощности, чтобы компенсировать влияние системы 20 преобразователя мощности на коэффициент мощности генератора и минимизировать потери, а также обеспечить максимальную способность системы 22 передачи передавать полезную активную мощность на берег.
На фиг.10 проиллюстрировано соотношение между характеристиками скорости вращения, крутящего момента и мощности турбины, соединенной с системой управления согласно данному изобретению, в которой используется предел или ограничение мощности, произведенной при скорости потока воды вне порогового значения, и скоростью потока воды. Как показано на чертеже, когда скорость потока воды увеличивается в сторону номинальной скорости, скорость вращения, крутящий момент и мощность турбины увеличиваются. Однако, как только скорость потока воды превышает номинальную, мощность ограничивается, при этом крутящий момент выравнивается и имеет тенденцию к уменьшению, в то время как скорость потока воды продолжает увеличиваться. Скорость вращения турбин увеличивается для предотвращения чрезмерного механического напряжения, приложенного к турбине. Очевидно, что модуль управления может использоваться для ограничения крутящего момента при наступлении предела мощности. При этом происходит уменьшение механических нагрузок на машине. В частности, на фиг.10 показано, что в конкретном изображенном примере для малого диапазона скоростей потока приблизительно от 3,5 до 4,2 м/с крутящий момент был ограничен максимальным значением приблизительно 300 кН⋅м. В случае, если используемая система преобразователя мощности представляет собой систему инвертора, управляемую напряжением, как, например, в варианте осуществления изобретения, показанном на фиг.6, этого достигают путем ограничения мощности с использованием управления по частоте. В альтернативном варианте, в случае, если используемая система преобразования мощности представляет собой систему инвертора, управляемую током, как, например, в варианте осуществления, показанном на фиг.3, например, фазоуправляемый тиристорный мост, крутящий момент может быть ограничен путем регулирования угла задержки включения, как показано на фиг.13 и описано более подробно ниже.
На фиг.11 проиллюстрировано изменение осевого усилия в турбине и изгибающего момента на лопастях турбины при увеличении скорости потока воды. Можно заметить, что значениями изгибающего момента на лопасти и осевым усилием в турбине управляют для их снижения посредством системы управления согласно данному изобретению. Однако, как показано на чертеже, значения изгибающего момента на лопасти и осевого усилия лопастей турбины, когда турбина имеет максимальный коэффициент мощности (CP) и не управляется системой управления согласно данному изобретению, непрерывно увеличиваются при увеличении скорости потока воды. Предпочтительно, максимальное значение крутящего момента является заданным значением и выбирается для обеспечения того факта, что температура обмоток генератора не превышает безопасное значение. Кроме того, максимальное значение крутящего момента предпочтительно выбирается также для ограничения напряжений в турбине 16 допустимым уровнем, поскольку крутящий момент и напряжения взаимосвязаны. На фиг.11 показано соотношение между двумя критическими механическими нагрузками: изгибающим моментом на лопастях и полным осевым усилием в турбине. Можно видеть, что ограничение мощности при высокой скорости потока приводит к соответствующим уменьшениям механических нагрузок и последующему уменьшению напряжений. Вариант, показанный на фиг.11, соответствует случаю, когда мощность была ограничена фиксированным значением, но возможно дополнительное ограничение мощности и, таким образом, ограничение соответствующих механических нагрузок и напряжений.
На фиг.12 проиллюстрировано регулирование мощности постоянного тока в зависимости от скорости потока воды, как описано выше, а на фиг.13 проиллюстрирована работа тиристоров выпрямителя преобразователя 26 первой ступени и инверторов преобразователя 28 второй ступени под управлением модуля 32 управления. Как показано на фиг.13, для рассматриваемой турбины номинальная скорость потока воды составляет приблизительно 4,1 м/с, и поэтому для скорости потока воды, увеличивающейся до номинального значения скорости воды, на графике изображен угол отпирания тиристоров преобразователя второй ступени, активируемых при все более увеличивающихся углах. Как только скорость потока воды превышает номинальное значение скорости потока воды, тиристоры преобразователя первой ступени отпираются при все более увеличивающихся углах, согласно увеличивающейся скорости потока воды, но угол отпирания тиристоров преобразователя второй ступени поддерживается постоянным, чтобы обеспечивать максимальное напряжение звена постоянного тока.
Изобретение не ограничено описанными вариантами осуществления, но может быть изменено или модифицировано без выхода за пределы объема правовой охраны данного изобретения.

Claims (17)

1. Система массива гидроэлектрических турбин, содержащая:
- массив турбинных систем, причем каждая турбинная система (10) содержит:
- гидроэлектрическую турбину (16); и
- систему управления, причем система управления имеет:
- систему (20) преобразователя, выполненную с возможностью преобразования мощности переменного тока (АС), подаваемой генератором (18), соединенным с гидроэлектрической турбиной (16), и имеющей напряжение и частоту, которые зависят от скорости вращения гидроэлектрической турбины, в мощность переменного тока, имеющую напряжение и частоту системы (22) передачи, для передачи мощности переменного тока к приемной подстанции; и
- модуль (32) управления, при этом модуль управления выполнен с возможностью взаимодействия с системой (20) преобразователя, чтобы регулировать напряжение переменного тока, подаваемого генератором; и
- управляющий контроллер (54), при этом управляющий контроллер выполнен с возможностью определения уровня производительности множества гидроэлектрических турбин (16) в пределах массива и инструктирования модуля (32) управления по меньшей мере одной из турбинных систем (10) для регулирования напряжения переменного тока, подаваемого генератором (18), для изменения мощности, генерируемой по меньшей мере одной из турбинных систем (10) чтобы управлять, таким образом, всей мощностью, генерируемой массивом.
2. Система массива гидроэлектрических турбин по п.1, в которой турбинная система дополнительно содержит генератор (18), соединенный с гидроэлектрической турбиной (16), при этом генератор выполнен с возможностью обеспечения выходного сигнала мощности переменного тока в качестве входного сигнала в систему (20) преобразователя.
3. Система массива гидроэлектрических турбин по п.2, в которой гидроэлектрическая турбина (16) имеет фиксированные лопасти, а генератор (18) содержит непосредственно соединенный генератор с постоянным магнитом.
4. Система массива гидроэлектрических турбин по п.1, дополнительно содержащая систему (22) передачи, содержащую трансформатор (24), причем система (22) передачи выполнена с возможностью приема выходного сигнала мощности переменного тока от системы управления и передачи мощности переменного тока в приемную подстанцию, расположенную на берегу.
5. Система массива гидроэлектрических турбин по п.1, в которой каждая турбинная система (10) массива гидроэлектрических турбинных систем (10) соединена параллельно с другой турбинной системой (10) массива посредством первого силового кабеля (12), причем турбинные системы выполнены с возможностью питания общего второго силового кабеля (14), выполненного с возможностью передачи мощности переменного тока к приемной подстанции.
6. Система массива гидроэлектрических турбин по п.5, в которой первый силовой кабель (12) и второй силовой кабель (14) выполнены с возможностью передачи трехфазного переменного тока при межфазном напряжении, подходящем для электрического оборудования, не требующего масляной изоляции.
7. Система массива гидроэлектрических турбин по п.1, в которой система преобразователя содержит одно из понижающего преобразователя частоты или матричного преобразователя, выполненного с возможностью преобразования переменного тока, подаваемого генератором (18), в мощность переменного тока для передачи к приемной подстанции.
8. Система массива гидроэлектрических турбин по п.1, в которой система преобразователя дополнительно содержит преобразователь (26) первой ступени и преобразователь (28) второй ступени, при этом между преобразователями первой ступени и второй ступени расположено звено (34) постоянного тока, причем преобразователь первой ступени выполнен с возможностью преобразования мощности переменного тока, подаваемой генератором (18), в мощность постоянного тока (DC), а преобразователь второй ступени выполнен с возможностью преобразования мощности постоянного тока в мощность переменного тока для передачи к приемной подстанции.
9. Система массива гидроэлектрических турбин по п.8, в которой преобразователь второй ступени представляет собой преобразователь типа инвертора напряжения.
10. Система массива гидроэлектрических турбин по п.8, в которой преобразователь второй ступени представляет собой преобразователь типа токового инвертора.
11. Система массива гидроэлектрических турбин по п.1, в которой мощность переменного тока, подаваемая генератором, имеет напряжение и частоту, пропорциональную скорости вращения турбины.
RU2014108517A 2011-08-12 2012-08-10 Способ и система для управления гидроэлектрическими турбинами RU2608085C2 (ru)

Applications Claiming Priority (5)

Application Number Priority Date Filing Date Title
GB1113932.6 2011-08-12
GB1113932.6A GB2493711B (en) 2011-08-12 2011-08-12 Method and system for controlling hydroelectric turbines
EP11193220.8 2011-12-13
EP11193220.8A EP2571129A3 (en) 2011-08-12 2011-12-13 Method and system for controlling hydroelectric turbines
PCT/EP2012/065715 WO2013024039A2 (en) 2011-08-12 2012-08-10 Method and system for controlling hydroelectric turbines

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2014108517A RU2014108517A (ru) 2015-09-20
RU2608085C2 true RU2608085C2 (ru) 2017-01-13

Family

ID=44764428

Family Applications (3)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2014108720A RU2627227C2 (ru) 2011-08-12 2012-08-10 Способ и система для управления гидроэлектрическими турбинами
RU2014108960A RU2627035C2 (ru) 2011-08-12 2012-08-10 Способ и система для управления гидроэлектрическими турбинами
RU2014108517A RU2608085C2 (ru) 2011-08-12 2012-08-10 Способ и система для управления гидроэлектрическими турбинами

Family Applications Before (2)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2014108720A RU2627227C2 (ru) 2011-08-12 2012-08-10 Способ и система для управления гидроэлектрическими турбинами
RU2014108960A RU2627035C2 (ru) 2011-08-12 2012-08-10 Способ и система для управления гидроэлектрическими турбинами

Country Status (12)

Country Link
US (3) US9541053B2 (ru)
EP (3) EP2571155A3 (ru)
JP (3) JP6143373B2 (ru)
KR (3) KR20140053290A (ru)
CN (3) CN103843244A (ru)
AU (3) AU2012296941B2 (ru)
CA (3) CA2843810A1 (ru)
CL (3) CL2014000345A1 (ru)
GB (1) GB2493711B (ru)
RU (3) RU2627227C2 (ru)
SG (3) SG2014008668A (ru)
WO (3) WO2013024037A2 (ru)

Families Citing this family (21)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
GB2493711B (en) * 2011-08-12 2018-04-25 Openhydro Ip Ltd Method and system for controlling hydroelectric turbines
US10123464B2 (en) 2012-02-09 2018-11-06 Hewlett Packard Enterprise Development Lp Heat dissipating system
EP2868919A1 (en) * 2013-11-05 2015-05-06 Openhydro IP Limited Turbulence protection system and method for turbine generators
CN105814784B (zh) * 2013-12-11 2018-12-28 索拉劳尼克斯股份有限公司 用于在三相***中并联连接的阻抗组的低水平谐波控制***
JP6048595B2 (ja) * 2014-07-28 2016-12-21 株式会社明電舎 発電装置の自立運転方法
EP3035481A1 (en) * 2014-12-17 2016-06-22 Siemens Aktiengesellschaft Turbine device for converting hydrokinetic power into electrical power, system for converting hydrokinetic power into electrical power for an electrical power grid, and method for feeding electrical power into an electrical power grid
CN104600733B (zh) * 2014-12-23 2017-02-22 南京南瑞继保电气有限公司 换相控制方法及换相控制装置
JP6264345B2 (ja) * 2015-09-04 2018-01-24 株式会社安川電機 電力変換装置、発電システムおよび発電制御方法
JP6756533B2 (ja) * 2015-11-02 2020-09-16 Ntn株式会社 水力発電装置および発電システム
KR102423132B1 (ko) * 2015-12-17 2022-07-21 주식회사 인진 파력 발전 설비 제어 시스템 및 방법
RU170430U1 (ru) * 2016-12-01 2017-04-25 Закрытое акционерное общество "Робитэкс" Устройство нормализации параметров электроэнергии генератора, установленного на валу газоперекачивающего турбоагрегата
EP3982681A1 (en) 2017-03-24 2022-04-13 Guangdong Oppo Mobile Telecommunications Corp., Ltd. Information sending method and apparatus, terminal, access network device and system
DE102017003078A1 (de) 2017-03-30 2018-10-04 Senvion Gmbh Windenergieanlage mit Speiseleitung
JP6914789B2 (ja) * 2017-09-22 2021-08-04 株式会社日立産機システム 系統連系システム、それに用いる発電コントローラ、及びその運転方法
CN108123610B (zh) * 2018-01-25 2023-08-22 苏州纽克斯电源技术股份有限公司 一种用于六相电机的变换电路
CN108487946A (zh) * 2018-04-19 2018-09-04 杭州宜清自动化控制技术有限公司 一种径向透平高速发电机组
EP3896841A1 (en) * 2020-04-16 2021-10-20 Siemens Gamesa Renewable Energy Innovation & Technology, S.L. Method of operating a wind turbine and control system
US11689130B2 (en) 2020-09-04 2023-06-27 Heliogen Holdings, Inc. Multi-stage serial turbo-generator system for supercritical CO2 power cycles
US11374515B1 (en) 2020-12-29 2022-06-28 Industrial Technology Research Institute Operation method and operation device of motor driver for driving motor
RU2752229C1 (ru) * 2021-02-12 2021-07-23 Дмитрий Юрьевич Козлов Бесконтактная бесперебойная генераторная установка на базе сдвоенной машины двойного питания
CN115030858B (zh) * 2022-05-16 2023-05-16 西安交通大学 基于集群智能优化的分布式海流能水轮机控制发电***

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2141912C1 (ru) * 1996-10-25 1999-11-27 Даймлер-Бенц Эйроспейс Эйрбас ГмбХ Система энергообмена для преобразования различных видов энергии
JP2003319694A (ja) * 2002-04-25 2003-11-07 Toyo Electric Mfg Co Ltd 固定翼水車により駆動される発電機の最大出力制御方法
US20050123339A1 (en) * 2003-12-05 2005-06-09 Tawei Tsao Enclosed opening means
EA014747B1 (ru) * 2006-11-10 2011-02-28 Жозеф Паоли Реверсивный гидроэлектрический аппарат

Family Cites Families (78)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JPS5579676A (en) * 1978-12-13 1980-06-16 Toshiba Corp Harmonic filter for electric power
CS258107B2 (en) * 1980-02-11 1988-07-15 Siemens Ag Turbo-set with hydraulic propeller turbine
JPS573117A (en) 1980-06-05 1982-01-08 Toshiba Corp Output control system for induction generator
SU1086540A1 (ru) * 1981-07-27 1984-04-15 Всесоюзный Научно-Исследовательский Институт Электроэнергетики Гидроэнергетическа установка
SU1119144A1 (ru) * 1983-07-19 1984-10-15 Челябинский Политехнический Институт Им.Ленинского Комсомола Компенсированный преобразователь переменного напр жени в посто нное
US4536698A (en) * 1983-08-25 1985-08-20 Vsesojuzny Nauchno-Issledovatelsky I Proektny Institut Po Ochikh Tke Tekhnologichesky Gazov, Stochnykh Vod I Ispolzovaniju Vtorichnykh Energoresursov Predpriyaty Chernoi Metallurgii Vnipichermetenergoochist Ka Method and apparatus for supplying voltage to high-ohmic dust electrostatic precipitator
JPS6084789A (ja) 1983-10-14 1985-05-14 株式会社東芝 誘導加熱炉用電源装置
DE3615921C2 (de) * 1986-05-12 1994-12-08 Bbc Brown Boveri & Cie Verfahren zum Schutz zweier Stromrichter mit Gleichstromzwischenkreis vor Ueberströmen
US5499178A (en) * 1991-12-16 1996-03-12 Regents Of The University Of Minnesota System for reducing harmonics by harmonic current injection
US5798631A (en) * 1995-10-02 1998-08-25 The State Of Oregon Acting By And Through The State Board Of Higher Education On Behalf Of Oregon State University Performance optimization controller and control method for doubly-fed machines
SE9602079D0 (sv) 1996-05-29 1996-05-29 Asea Brown Boveri Roterande elektriska maskiner med magnetkrets för hög spänning och ett förfarande för tillverkning av densamma
JP3758059B2 (ja) * 1997-06-19 2006-03-22 東洋電機製造株式会社 同期電動機の駆動制御装置
JPH1127993A (ja) 1997-06-30 1999-01-29 Toshiba Corp 電力変換装置および電源システム
DE19845903A1 (de) * 1998-10-05 2000-04-06 Aloys Wobben Elektrische Energieübertragungsanlage
JP2000123456A (ja) 1998-10-19 2000-04-28 Alps Electric Co Ltd ディスクドライブ装置
NL1010800C2 (nl) * 1998-12-14 2000-06-19 Lagerwey Windturbine B V Werkwijze en inrichting voor het omzetten van een fluïdumstroom met wisselende sterkte in elektrische energie.
DE19857485A1 (de) * 1998-12-14 2000-06-15 Bosch Gmbh Robert Montagevorrichtung zur Montage und Demontage eines Brennstoffeinspritzventils
RU2221165C2 (ru) * 1999-05-28 2004-01-10 Абб Аб Ветроэлектрическая станция
JP2000337240A (ja) * 1999-05-28 2000-12-05 Nishihara Tekko Kk 水流発電装置
EP1190176A1 (en) 1999-05-28 2002-03-27 Abb Ab A wind power plant and a method for control
AU2001274396A1 (en) * 2000-05-23 2001-12-03 Vestas Wind Systems A/S Variable speed wind turbine having a matrix converter
JP2002106456A (ja) * 2000-09-29 2002-04-10 Hitachi Engineering & Services Co Ltd 流体羽根一体型回転電機
JP2002155846A (ja) 2000-11-24 2002-05-31 Hitachi Engineering & Services Co Ltd 動力回収用水力発電装置
WO2002080347A2 (en) * 2001-03-30 2002-10-10 Youtility Inc Enhanced conduction angle power factor correction topology
JP4003414B2 (ja) 2001-06-29 2007-11-07 株式会社日立製作所 永久磁石式発電機を用いた発電装置
JP2003088190A (ja) 2001-09-13 2003-03-20 Meidensha Corp 発電設備
PL212098B1 (pl) * 2001-09-28 2012-08-31 Aloys Wobben Sposób eksploatacji farmy wiatrowej
GB0123802D0 (en) * 2001-10-04 2001-11-21 Rotech Holdings Ltd Power generator and turbine unit
US6836028B2 (en) * 2001-10-29 2004-12-28 Frontier Engineer Products Segmented arc generator
US20030218338A1 (en) * 2002-05-23 2003-11-27 O'sullivan George A. Apparatus and method for extracting maximum power from flowing water
US7071579B2 (en) * 2002-06-07 2006-07-04 Global Energyconcepts,Llc Wind farm electrical system
DE10241249A1 (de) * 2002-09-06 2004-03-18 Dr. Hielscher Gmbh Filteranordnung zur Unterdrückung von Oberschwingungsströmen
GB0221896D0 (en) 2002-09-20 2002-10-30 Soil Machine Dynamics Ltd Apparatus for generating electrical power from tidal water movement
US6864596B2 (en) * 2002-10-07 2005-03-08 Voith Siemens Hydro Power Generation, Gmbh & Co. Kg Hydrogen production from hydro power
US7042110B2 (en) * 2003-05-07 2006-05-09 Clipper Windpower Technology, Inc. Variable speed distributed drive train wind turbine system
US7233129B2 (en) * 2003-05-07 2007-06-19 Clipper Windpower Technology, Inc. Generator with utility fault ride-through capability
JP4422471B2 (ja) * 2003-12-11 2010-02-24 株式会社日立産機システム 発電機用制御装置及び誘導型発電機の始動方法
RU2290531C2 (ru) * 2004-11-15 2006-12-27 Александр Дмитриевич Елисеев Гидроэнергостанция
US20070274115A1 (en) * 2005-03-15 2007-11-29 Dennis Michaels Harmonics attenuator using combination feedback controller
EP1880459B2 (en) * 2005-05-13 2022-02-09 Siemens Gamesa Renewable Energy A/S Wind farm power control system
US8649911B2 (en) * 2005-06-03 2014-02-11 General Electric Company System and method for operating a wind farm under high wind speed conditions
US7602622B2 (en) * 2005-08-02 2009-10-13 Rockwell Automation Technologies, Inc. Compensator with filter for use with a three-phase drive powering a one-phase load
JP4744265B2 (ja) 2005-10-20 2011-08-10 株式会社イトーキ 起立式防水板装置
US7511385B2 (en) * 2005-11-11 2009-03-31 Converteam Ltd Power converters
JP4898230B2 (ja) 2006-01-18 2012-03-14 学校法人福岡工業大学 風力発電システムの運転制御方法及びその装置
US7425771B2 (en) * 2006-03-17 2008-09-16 Ingeteam S.A. Variable speed wind turbine having an exciter machine and a power converter not connected to the grid
CN104300771B (zh) * 2006-06-06 2018-10-30 威廉·亚历山大 通用功率变换器
DE102006043946A1 (de) * 2006-09-14 2008-03-27 Oswald Elektromotoren Gmbh Turbinenvorrichtung
JP5508018B2 (ja) * 2006-10-20 2014-05-28 オーシヤン・リニユーアブル・パワー・カンパニー・エルエルシー 海流及び潮汐流用の潜水可能なタービン発電機ユニット
EP2080264B1 (en) * 2006-11-06 2018-12-26 Siemens Aktiengesellschaft Variable speed drive for subsea applications
RU2341680C2 (ru) * 2007-02-19 2008-12-20 Валентин Иванович Власов Преобразователь энергии потока
JP2008228500A (ja) 2007-03-14 2008-09-25 Meidensha Corp 巻線形誘導発電機のベクトル制御装置
EP2140534B1 (en) * 2007-04-27 2018-07-18 ABB Schweiz AG Method and system to influence the power generation of an adjustable speed generator
JP5392883B2 (ja) 2007-05-01 2014-01-22 学校法人東京電機大学 ハイブリッド風力発電システム
GB2449427B (en) * 2007-05-19 2012-09-26 Converteam Technology Ltd Control methods for the synchronisation and phase shift of the pulse width modulation (PWM) strategy of power converters
JP2008312360A (ja) 2007-06-15 2008-12-25 Hitachi Appliances Inc 電力変換装置及びモジュール
DE102007044601A1 (de) * 2007-09-19 2009-04-09 Repower Systems Ag Windpark mit Spannungsregelung der Windenergieanlagen und Betriebsverfahren
KR101176394B1 (ko) * 2007-12-14 2012-08-27 미츠비시 쥬고교 가부시키가이샤 풍력 발전 시스템 및 그 운전 제어 방법
CN101802395B (zh) * 2007-12-14 2013-06-19 三菱重工业株式会社 风力发电***及其运转控制方法
CA2709537A1 (en) * 2007-12-20 2009-07-02 Rsw Inc. Kinetic energy recovery turbine
ES2333393B1 (es) * 2008-06-06 2011-01-07 Accioona Windpower, S.A Sistema y metodo de control de un aerogenerador.
GB0819561D0 (en) * 2008-10-27 2008-12-03 Rolls Royce Plc A distributed electrical generation system
DE102008053732B8 (de) * 2008-10-29 2013-10-02 Voith Patent Gmbh Verfahren und Vorrichtung für die Leistungsregelung eines Unterwasserkraftwerks
NO332673B1 (no) * 2008-11-24 2012-12-03 Aker Engineering & Technology Frekvensomformer
DE102009011784B3 (de) * 2009-03-09 2010-07-22 Voith Patent Gmbh Verfahren und Vorrichtung zum Bremsen eines Unterwasserkraftwerks
EP2412971B1 (en) * 2009-03-24 2017-06-21 Kyushu University, National University Corporation Fluid machine utilizing unsteady flow, windmill, and method for increasing velocity of internal flow of fluid machine
ATE548562T1 (de) * 2009-04-17 2012-03-15 Openhydro Ip Ltd Verbessertes verfahren zur steuerung der ausgabe eines hydroelektrischen turbinengenerators
US8301311B2 (en) * 2009-07-06 2012-10-30 Siemens Aktiengesellschaft Frequency-responsive wind turbine output control
US8587160B2 (en) * 2009-09-04 2013-11-19 Rockwell Automation Technologies, Inc. Grid fault ride-through for current source converter-based wind energy conversion systems
US9583946B2 (en) * 2010-05-27 2017-02-28 Enphase Energy, Inc. Method and apparatus for power converter input voltage regulation
ES2410431B1 (es) * 2010-06-04 2014-06-17 Acciona Windpower, S.A. Procedimiento para controlar la potencia activa generada por una central de generación distribuida; aerogenerador para llevar a cabo dicho procedimiento; y parque e�lico que comprende dicho aerogenerador
US8698335B2 (en) * 2010-06-21 2014-04-15 Rockwell Automation Technologies, Inc. Low cost current source converters for power generation application
US8665618B2 (en) * 2010-07-08 2014-03-04 Switching Power, Inc. Passive three phase input current harmonic reduction and power factor correction circuit for power supplies
US8018083B2 (en) * 2010-08-05 2011-09-13 General Electric Company HVDC connection of wind turbine
GB2483315B (en) * 2010-12-23 2012-07-25 Tidal Generation Ltd Control of water current turbines
GB2486700B (en) * 2010-12-23 2013-11-27 Tidal Generation Ltd Water current turbine arrangements
US20120175962A1 (en) * 2011-01-11 2012-07-12 Converteam Technology Ltd. Power Collection and Transmission Systems
GB2493711B (en) * 2011-08-12 2018-04-25 Openhydro Ip Ltd Method and system for controlling hydroelectric turbines

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2141912C1 (ru) * 1996-10-25 1999-11-27 Даймлер-Бенц Эйроспейс Эйрбас ГмбХ Система энергообмена для преобразования различных видов энергии
JP2003319694A (ja) * 2002-04-25 2003-11-07 Toyo Electric Mfg Co Ltd 固定翼水車により駆動される発電機の最大出力制御方法
US20050123339A1 (en) * 2003-12-05 2005-06-09 Tawei Tsao Enclosed opening means
EA014747B1 (ru) * 2006-11-10 2011-02-28 Жозеф Паоли Реверсивный гидроэлектрический аппарат

Also Published As

Publication number Publication date
EP2557679A2 (en) 2013-02-13
EP2571129A2 (en) 2013-03-20
CA2843810A1 (en) 2013-02-21
KR20140053276A (ko) 2014-05-07
AU2012296941A1 (en) 2014-02-27
RU2014108960A (ru) 2015-09-20
US20140319837A1 (en) 2014-10-30
CN103931097A (zh) 2014-07-16
US9541053B2 (en) 2017-01-10
NZ620810A (en) 2015-12-24
CA2843807A1 (en) 2013-02-21
SG2014008684A (en) 2014-04-28
CN103843244A (zh) 2014-06-04
JP2014529702A (ja) 2014-11-13
CL2014000345A1 (es) 2014-11-28
SG2014008668A (en) 2014-03-28
GB201113932D0 (en) 2011-09-28
JP6240070B2 (ja) 2017-11-29
GB2493711A (en) 2013-02-20
JP2014529701A (ja) 2014-11-13
EP2557679A3 (en) 2013-08-07
JP6143373B2 (ja) 2017-06-07
US20140246854A1 (en) 2014-09-04
WO2013024039A2 (en) 2013-02-21
AU2012296936A1 (en) 2014-02-27
JP6159324B2 (ja) 2017-07-05
CN103931097B (zh) 2018-02-02
US9638160B2 (en) 2017-05-02
CA2843803A1 (en) 2013-02-21
RU2014108517A (ru) 2015-09-20
WO2013024034A3 (en) 2013-08-22
EP2571155A2 (en) 2013-03-20
AU2012296939B2 (en) 2017-04-20
RU2627227C2 (ru) 2017-08-04
EP2571155A3 (en) 2013-08-07
WO2013024037A2 (en) 2013-02-21
CL2014000349A1 (es) 2014-09-05
CN103875176B (zh) 2018-01-02
WO2013024034A2 (en) 2013-02-21
RU2014108720A (ru) 2015-09-20
US9670897B2 (en) 2017-06-06
US20140319836A1 (en) 2014-10-30
CN103875176A (zh) 2014-06-18
WO2013024037A3 (en) 2013-08-22
WO2013024039A3 (en) 2013-08-22
JP2014529031A (ja) 2014-10-30
AU2012296936B2 (en) 2017-04-20
KR20140053290A (ko) 2014-05-07
CL2014000341A1 (es) 2014-07-25
AU2012296941B2 (en) 2017-02-02
NZ620873A (en) 2015-07-31
GB2493711B (en) 2018-04-25
RU2627035C2 (ru) 2017-08-03
NZ620770A (en) 2015-09-25
AU2012296939A1 (en) 2014-02-27
KR20140053289A (ko) 2014-05-07
SG2014008650A (en) 2014-03-28
EP2571129A3 (en) 2013-08-07

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2608085C2 (ru) Способ и система для управления гидроэлектрическими турбинами
Robinson et al. Analysis and design of an offshore wind farm using a MV DC grid
Popat et al. A novel decoupled interconnecting method for current-source converter-based offshore wind farms
US20040119292A1 (en) Method and configuration for controlling a wind energy installation without a gearbox by electronically varying the speed
US20130200617A1 (en) Power transmission systems
EP3484007A1 (en) Dfig converter overmodulation
KR101724783B1 (ko) 송전 시스템
NZ620873B2 (en) Method and system for controlling hydroelectric turbines
NZ620810B2 (en) Method and system for controlling hydroelectric turbines
NZ620770B2 (en) Method and system for controlling hydroelectric turbines

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20180811