ES2922321T3

ES2922321T3 - Procedimiento para la amortiguación de oscilaciones de potencia reactiva para un sistema de turbina eólica con dispositivo de compensación de potencia reactiva integrado

Info

Publication number: ES2922321T3
Application number: ES20173034T
Authority: ES
Inventors: Kasi Viswanadha Raju Gadiraju; Olive Ray; Jayanti Navilgone Ganesh; Arvind Kumar Tiwari
Original assignee: General Electric Co
Current assignee: General Electric Co
Priority date: 2019-05-06
Filing date: 2020-05-05
Publication date: 2022-09-13
Anticipated expiration: 2040-05-05
Also published as: EP3736938A1; US10790668B1; EP3736938B1; DK3736938T3

Abstract

Un método para operar un sistema de turbina eólica y un sistema asociado proporciona potencia real y reactiva a una cuadrícula. El sistema de turbina eólica incluye un generador con un convertidor de potencia y un dispositivo integrado de compensación de potencia reactiva. Se realiza una demanda de energía reactiva total (QCMD) en el sistema de turbina eólica en un primer estado de la cuadrícula, y se asigna a potencia reactiva del generador (QG) y potencia reactiva del dispositivo de compensación (QMVB). Se determina un primer esquema de caída de potencia reactiva que incluye un valor de caída de potencia reactiva aplicada a uno o ambos bucles de control para (QG) y (QMVB) en el primer estado de la cuadrícula. Tras la detección de una falla de la cuadrícula, el primer esquema de caída de potencia reactiva se cambia a un segundo esquema de caída de potencia reactiva cambiando los valores de caída de potencia reactiva aplicadas a uno o ambos bucles de control (QG) y (QMVB) durante la recuperación de la cuadrícula de la cuadrícula culpa. (Traducción automática con Google Translate, sin valor legal)

Description

DESCRIPCIÓN

Procedimiento para la amortiguación de oscilaciones de potencia reactiva para un sistema de turbina eólica con dispositivo de compensación de potencia reactiva integrado

Campo

[0001] La presente divulgación se refiere en general a sistemas de generación de potencia y, más en particular, a un sistema y procedimiento para el control coordinado de diversas fuentes de potencia reactiva en un sistema de turbina eólica.

Antecedentes

[0002] En general, durante el funcionamiento de una turbina eólica, el viento impacta en las palas de rotor y las palas transforman la energía del viento en un par de torsión rotatorio mecánico que impulsa un eje de baja velocidad. El eje de baja velocidad impulsa una multiplicadora que posteriormente aumenta la baja velocidad de rotación del eje de baja velocidad para impulsar un eje de alta velocidad a una velocidad de rotación incrementada, en el que el eje de alta velocidad impulsa de forma rotatoria un rotor de generador. En muchas configuraciones de turbina eólica convencionales, el generador está acoplado eléctricamente a un convertidor de potencia bidireccional que incluye un convertidor del lado de rotor (“rotor-side convertor”) (RSC) unido a un convertidor del lado de línea (line-side convertor) (LSC) por medio de un enlace de CC regulado. Cada uno del RSC y el LSC típicamente incluye un panel de dispositivos de conmutación modulada por ancho de pulso, por ejemplo, transistores bipolares de puerta aislada (módulos IGBT). El LSC convierte la potencia de CC en el enlace de CC en potencia de salida de CA que se combina con la potencia del estátor de generador para proporcionar potencia multifásica que tiene una frecuencia mantenida sustancialmente en la frecuencia del bus de red eléctrica (por ejemplo, 50 HZ o 60 HZ).

[0003] El sistema anterior en general se denomina sistema de generador de inducción doblemente alimentado (“doubly-fed induction generator”) (DFIG), con unos principios de funcionamiento que incluyen que los devanados de rotor están conectados a la red por medio de anillos colectores y el convertidor de potencia controla la corriente y el voltaje del rotor. El control del voltaje y la corriente del rotor posibilita que el generador permanezca sincronizado con la frecuencia de red mientras varía la velocidad de la turbina eólica (por ejemplo, la frecuencia de rotor puede diferir de la frecuencia de red). Además, la fuente principal de potencia reactiva del sistema DFIG es desde el RSC por medio del generador (potencia reactiva del lado de estátor de generador) y el LSC (potencia reactiva del lado de línea de generador). El uso del convertidor de potencia, en particular del RSC, para controlar la corriente/voltaje del rotor hace posible ajustar la potencia reactiva (y la potencia real) alimentada a la red desde el RSC independientemente de la velocidad de rotación del generador. Además, el generador puede importar o exportar potencia reactiva, lo que permite que el sistema respalde a la red durante fluctuaciones de voltaje extremas en la red.

[0004] Típicamente, la cantidad de potencia reactiva que se va a suministrar por un parque eólico a la red durante condiciones transitorias y de estado estable se establece por un requisito de código dictado por el operario de la red, en el que un controlador de parque eólico determina la demanda de potencia reactiva realizada en cada turbina eólica dentro del parque eólico. Un controlador local en cada turbina eólica recibe y adjudica la demanda de potencia reactiva entre las fuentes de generador (por ejemplo, entre la potencia reactiva del lado de generador y la potencia reactiva del lado de rotor).

[0005] Es conocido cómo aumentar la capacidad de potencia reactiva de un parque eólico por el uso de dispositivos de compensación de potencia reactiva, tales como dispositivos compensadores VAR estáticos (“Static VAR compensator”) (SVC) o generadores VAR estáticos (“Static VAR generator”) (SVG), en uno o más buses colectores comunes compartidos por las turbinas eólicas. Por ejemplo, la publicación de solicitud de patente de EE. UU. n.° 2017/0025858 describe una central de energía eólica conectada a una red eléctrica, la central de energía incluye una pluralidad de generadores de turbina eólica y un dispositivo compensador síncrono estático (“Static Synchronous Compensator”) (STATCOM) en un bus común con los generadores de turbina eólica.

[0006] Cuando las fuentes de potencia reactiva están estrechamente acopladas, es conocido que se usa un plan de estatismo para controlar las fuentes para minimizar o amortiguar las oscilaciones de potencia reactiva entre las fuentes. Dichos planes de estatismo se usan en sistemas de turbinas eólicas convencionales (y otros sistemas de generación de potencia convencionales basados en la electrónica), en los que los dispositivos de compensación de potencia reactiva comunes están estrechamente acoplados con las turbinas eólicas individuales.

[0007] Sería deseable en la industria un sistema y procedimiento mejorados que integren una fuente de potencia reactiva auxiliar dedicada a nivel local dentro de la turbina eólica mientras se amortiguan las oscilaciones de potencia reactiva, en particular durante eventos FRT (soportar fallos) (“fault ride through”). El documento US2015/137520A1 describe un control de una central de energía eólica tras fallos de red de bajo voltaje. En dicho documento, el STATCOM no está integrado como parte de cada una de la pluralidad de turbinas eólicas.

Breve descripción

[0008] Aspectos y ventajas de la invención se expondrán, en parte, en la siguiente descripción, o pueden resultar evidentes a partir de la descripción, o se pueden aprender a través de la práctica de la invención.

[0009] Como se menciona anteriormente, los controles de sistemas de turbinas eólicas convencionales utilizan un plan de estatismo de potencia reactiva entre el generador y un dispositivo auxiliar (es decir, un dispositivo de compensación de potencia reactiva) configurado en un bus común con una pluralidad de turbinas eólicas para amortiguar las oscilaciones de potencia reactiva. El plan de estatismo en general permanece sin cambios entre los estados de red transitorios y los de estado estable. La presente invención propone integrar un dispositivo de compensación de potencia reactiva dedicado con turbinas eólicas individuales, por ejemplo, un dispositivo ubicado en una ubicación en la parte inferior de la torre dentro de la torre de turbina eólica y acoplado al convertidor de potencia, y utilizar un plan de estatismo de potencia reactiva novedoso durante estados de red de voltaje transitorios para amortiguar las oscilaciones de potencia reactiva entre el generador y el dispositivo de compensación de potencia reactiva que pueden ser más frecuentes debido al acoplamiento directo del generador y el dispositivo de compensación de potencia reactiva.

[0010] Por tanto, en un aspecto, la presente divulgación se refiere a un procedimiento para hacer funcionar un sistema de turbina eólica que proporciona potencia real y reactiva a una red, incluyendo el sistema de turbina eólica un generador con un convertidor de potencia y un dispositivo de compensación de potencia reactiva integrado. El procedimiento incluye recibir una demanda de potencia reactiva total (Qcmd) realizada en el sistema de turbina eólica en un primer estado de red, tal como un voltaje de estado estable en la red. Esta consigna (Qcmd) se puede generar, por ejemplo, por un controlador a nivel de parque en un parque eólico que engloba múltiples turbinas eólicas. El procedimiento también incluye la adjudicación (Qcmd) entre la potencia reactiva de generador (Qg) y la potencia reactiva de dispositivo de compensación (Qmvb). Se determina un primer plan de estatismo de potencia reactiva que incluye un valor de estatismo de potencia reactiva (igual o diferente) aplicado a uno o ambos de los bucles de control para (Qg) y (Qmvb) en el primer estado de red. Se determina el primer plan de estatismo de potencia reactiva para minimizar las oscilaciones de potencia reactiva entre el generador y el dispositivo de compensación de potencia reactiva en voltajes de red de estado estable. Tras la detección de un fallo en la red, tal como un estado de voltaje bajo, cero o alto, el primer plan de estatismo de potencia reactiva se cambia a un segundo plan de estatismo de potencia reactiva cambiando el valor de estatismo de potencia reactiva aplicado al bucle de control de una o ambas de (Qg) y (Qmvb) durante la recuperación del fallo en la red.

[0011] En un modo de realización particular, el segundo plan de estatismo de potencia reactiva comprende un perfil predefinido durante la recuperación de voltaje del sistema de turbina eólica desde el fallo en la red. Este perfil puede incluir uno o una pluralidad de valores de estatismo cambiados durante la recuperación del fallo en la red. Por ejemplo, el perfil predefinido puede incluir una pluralidad de diferentes valores de estatismo que cambian en tiempos predefinidos durante la recuperación de del fallo en la red.

[0012] Una pluralidad de los perfiles predefinidos se puede almacenar en una tabla de consulta y seleccionarse en función del tipo de fallo en la red, o cualquier otra combinación de variables, tales como la demanda de (Qcmd) realizada en el sistema de turbina eólica, capacidad de (Qg) y (Qmvb), etc.

[0013] Puede ser preferente que el valor de estatismo de potencia reactiva aplicado a los bucles de control de (Qg) y (Qmvb) en el segundo plan de estatismo de potencia reactiva se determine independientemente y tenga valores de estatismo iguales o diferentes durante el transcurso de la recuperación del fallo en la red.

[0014] En determinados modos de realización, se ha descubierto que el segundo plan de estatismo de potencia reactiva comprende un estatismo de cero aplicada a ambas de (Qg) y (Qmvb) durante al menos un período de tiempo predefinido durante la recuperación del fallo en la red.

[0015] En un modo de realización del procedimiento particular, el generador es un generador de inducción doblemente alimentado (DFIG), y el convertidor de potencia incluye un convertidor del lado de línea (LSC) y un convertidor del lado de rotor (RSC). Con este modo de realización, (Qg) incluye un componente de potencia reactiva del lado de estátor de generador (Qs) y un componente de potencia reactiva del lado de línea de generador (Ql). El dispositivo de compensación de potencia reactiva está configurado físicamente con el DFIG de modo que (Qmvb) se combina con (Ql).

[0016] La presente divulgación también engloba un sistema de turbina eólica configurado para suministrar potencia real y reactiva a una red, en el que el sistema incluye una turbina eólica con una torre, rotor, buje y una pluralidad de palas acopladas al buje. Un sistema de generador de inducción doblemente alimentado (DFIG) está acoplado al rotor, incluyendo además el sistema DFIG un convertidor de potencia con un convertidor del lado de línea (LSC) y un convertidor del lado de rotor (RSC), en el que el sistema DFIG está configurado para generar una potencia reactiva de generador (Qg). Un dispositivo de compensación de potencia reactiva dedicado e integrado está configurado operativamente con el sistema DFIG para generar una potencia reactiva (Qmvb). El dispositivo de compensación de potencia reactiva puede ser uno cualquiera o una combinación de un compensador VAR estático (SVC), un dispositivo generador VAR estático (SVG) o un dispositivo compensador síncrono estático (STATCOM).

[0017] Un sistema de control/controlador está configurado con el sistema de turbina eólica para: recibir una demanda de potencia reactiva total (Qcmd) realizada en el sistema de turbina eólica en un primer estado de red; adjudicar (Qcmd) a la potencia reactiva de generador (Qg) y la potencia reactiva de dispositivo de compensación (Qmvb); determinar un primer plan de estatismo de potencia reactiva que comprende un valor de caída de potencia reactiva (igual o diferente) aplicado al bucle de control de (Qg) y (Qmvb) en el primer estado de red; y tras la detección de un fallo en la red, cambiar el primer plan de estatismo de potencia reactiva a un segundo plan de estatismo de potencia reactiva cambiando el valor de estatismo de potencia reactiva aplicado al bucle de control de una o ambas de (Qg) y (Qmvb) durante la recuperación del fallo en la red.

[0018] Diversos modos de realización del sistema de turbina eólica pueden incluir una cualquiera o una combinación de los rasgos característicos de control analizados anteriormente con respecto a los modos de realización del procedimiento.

[0019] Estos y otros rasgos característicos, aspectos y ventajas de la presente invención se entenderán mejor con referencia a la siguiente descripción y a las reivindicaciones adjuntas. Los dibujos adjuntos, que están incorporados en, y constituyen una parte de, esta memoria descriptiva, ilustran modos de realización de la invención y, conjuntamente con la descripción, sirven para exponer los principios de la invención.

Breve descripción de los dibujos

[0020] En la memoria descriptiva se expone una divulgación completa y suficiente de la presente invención, incluyendo el mejor modo de la misma, dirigida a un experto en la técnica, que hace referencia a las figuras adjuntas, en las que:

la FIG. 1 ilustra una vista en perspectiva de un modo de realización de una turbina eólica de acuerdo con la presente divulgación;

la FIG. 2 ilustra una vista esquemática de un modo de realización de un sistema DFIG de turbina eólica para su uso con la turbina eólica mostrada en la FIG. 1;

la FIG. 3 es un diagrama esquemático de un modo de realización de un convertidor de potencia de una turbina eólica de acuerdo con la presente divulgación;

la FIG. 4 es un diagrama esquemático que representa el flujo de potencia real y reactiva en un sistema DFIG de turbina eólica con un dispositivo de compensación de potencia reactiva integrado de acuerdo con aspectos de la presente divulgación;

la FIG. 5 es una ilustración parcial de una torre eólica que representa componentes electrónicos en una ubicación en la parte inferior de la torre dentro de la de acuerdo con aspectos de la presente divulgación; la FIG. 6 es un gráfico de voltaje/tiempo que representa la respuesta de potencia reactiva a un fallo en la red en el que se mantiene un plan de estatismo de potencia reactiva previo a la falla durante toda la recuperación del fallo;

la FIG. 7 es un gráfico de voltaje/tiempo que representa la respuesta de potencia reactiva de la FIG. 6 en el que el plan de estatismo de potencia reactiva previo al fallo se cambia a un segundo plan de estatismo para la recuperación del fallo;

la FIG. 8 es un gráfico de voltaje/tiempo que representa diversas constantes de estatismo de potencia reactiva en función del voltaje de red durante la recuperación de un fallo en la red de voltaje bajo/cero;

la FIG. 9 es un diagrama de flujo de etapas de control para implementar un control de potencia reactiva en un sistema de turbina eólica de acuerdo con un modo de realización de la presente divulgación; y la FIG. 10 es un diagrama de control esquemático de las etapas representadas en la FIG. 9.

Descripción detallada

[0021] Ahora se hará referencia en detalle a modos de realización de la invención, de los que se ilustran uno o más ejemplos en los dibujos.

[0022] Aunque no se limita a dichas configuraciones, por razones de explicación, el presente procedimiento y los aspectos del sistema de la invención se describen en el presente documento con referencia a un sistema de generación de potencia de turbina eólica, y más en particular a un sistema DFIG de turbina eólica que suministra potencia real y reactiva a una red. Como se menciona anteriormente, la presente invención propone integrar un dispositivo de compensación de potencia reactiva dedicado con turbinas eólicas individuales, por ejemplo, un dispositivo ubicado en una ubicación en la parte inferior de la torre dentro de la torre de turbina eólica y acoplado al convertidor de potencia, y utilizar un novedoso plan de estatismo de potencia reactiva durante los estados de red de voltaje transitorios para amortiguar las oscilaciones de potencia reactiva entre el generador y la compensación de potencia reactiva, en particular durante estados de red de recuperación de fallo, transitorios y de estado casi estable, y proporcionar una recuperación de voltaje posterior al fallo más rápida.

[0023] Como se menciona, se reconoce que en el campo que puede ser deseable aplicar un valor de sesgo o ajuste a la señal de consigna de voltaje en un generador para lograr un equilibrio razonable de potencia reactiva entre fuentes, tal como entre diferentes generadores de turbinas eólicas en un parque eólico o entre los generadores y una fuente de potencia reactiva auxiliar común. Por ejemplo, una señal de consigna de voltaje a nivel de parque se puede ajustar en función de una característica de estatismo de potencia reactiva local para el generador de turbina eólica. Esta característica de estatismo en general está preestablecida y puede variar entre los diferentes generadores de turbinas eólicas dentro de un parque eólico. Por ejemplo, una característica de un 4 % de estatismo preestablecida proporcionará un valor de corriente reactiva particular al voltaje de funcionamiento del generador, en comparación con una característica de un 6 % de estatismo preestablecida para un generador de turbina eólica diferente. La característica de estatismo se puede determinar para las diversas turbinas eólicas en base a la impedancia entre esa turbina eólica y el bus de subestación de parque eólico. El uso del término "estatismo" (“droop”) en esta divulgación es el mismo que se conoce en la técnica para compartir potencia reactiva entre diversas fuentes de potencia reactiva en un sistema de potencia de corriente alterna (CA).

[0024] En referencia ahora a los dibujos, la FIG. 1 ilustra una vista en perspectiva de un modo de realización de una turbina eólica 10. Como se muestra, la turbina eólica 10 incluye, en general, una torre 12 que se extiende desde una superficie de soporte 14, una góndola 16 montada en la torre 12 y un rotor 18 acoplado a la góndola 16. El rotor 18 incluye un buje rotatorio 20 y al menos una pala de rotor 22 acoplada a y que se extiende hacia fuera del buje 20. Por ejemplo, en el modo de realización ilustrado, el rotor 18 incluye tres palas de rotor 22. Sin embargo, en un modo de realización alternativo, el rotor 18 puede incluir más o menos de tres palas de rotor 22. Cada pala de rotor 22 puede estar espaciada alrededor del buje 20 para facilitar la rotación del rotor 18 para posibilitar que la energía cinética se transfiera desde el viento para convertirse en energía mecánica útil y, posteriormente, energía eléctrica. Por ejemplo, como se describirá a continuación, el rotor 18 se puede acoplar de forma rotatoria a un generador eléctrico 120 (FIG. 2) para la producción de energía eléctrica.

[0025] La generación de potencia eólica típicamente se proporciona por un parque eólico que tiene un gran número (a menudo 100 o más) de turbinas eólicas 10 con generadores de turbinas eólicas 120 asociados (FIG. 2), en el que cada turbina eólica 10 individual típicamente experimenta una fuerza del viento única. En consecuencia, la potencia de salida para cada generador de turbina eólica 120 individual puede variar de una turbina eólica 10 a otra turbina eólica 10 dentro del parque eólico.

[0026] Como se entiende en general, la potencia activa (P) y la potencia reactiva (Q) se proporcionan por cada generador de turbina eólica 120. En algunos modos de realización, un controlador a nivel de parque proporciona consignas de potencia reactiva (Qcmd) a los generadores de turbinas eólicas 120, en base a las necesidades de la red de transmisión (que pueden estar dictadas por el operario de red o determinadas en base al voltaje de red). La demanda de (Qcmd) puede ser idéntica para cada turbina eólica. En una metodología de control alternativa, las consignas de potencia reactiva se pueden adaptar individualmente a los generadores de turbinas eólicas 120 en el parque eólico en base a las diferentes características de generación de potencia de los respectivos generadores de turbinas eólicas 120, como se describe, por ejemplo, en la publicación de patente de EE. UU. n.° 2015/0295529. Se debe apreciar que la presente invención no se limita a la manera o metodología en la que se genera la consigna de potencia reactiva para un generador de turbina eólica 120 individual.

[0027] En referencia ahora a la FIG. 2, se ilustra un diagrama esquemático de un modo de realización de un sistema de potencia de turbina eólica 100 ("sistema de turbina eólica") de acuerdo con aspectos de la presente materia objeto. En este modo de realización, el sistema de turbina eólica 100 incorpora una configuración de DFIG.

[0028] En el modo de realización de la FIG. 2, el rotor 18 de la turbina eólica 10 (FIG. 1), opcionalmente, puede estar acoplado a una multiplicadora 118, que a su vez está acoplada al generador 120, que puede ser un generador de inducción doblemente alimentado (DFIG).

[0029] Como se muestra, el DFIG 120 está conectado a un bus de estátor 154. Un convertidor de potencia está conectado al DFIG 120 por medio de un bus de rotor 156 y al bus de estátor 154 por medio de un bus del lado de línea 188. El bus de estátor 154 puede proporcionar una potencia multifásica de salida (por ejemplo, potencia trifásica) desde un estátor del DFIG 120 y el bus de rotor 156 proporciona una potencia multifásica de salida (por ejemplo, potencia trifásica) desde un rotor del DFIG 120. El convertidor de potencia 162 incluye un convertidor del lado de rotor (RSC) 166 y un convertidor del lado de línea (LSC) 168. El DFIG 120 está acoplado por medio del bus de rotor 156 al convertidor del lado de rotor 166. Adicionalmente, el RSC 166 está acoplado al LSC 168 por medio de un enlace de CC 136 a través del que hay un condensador de enlace de CC 138. El LSC 168, a su vez, está acoplado a un bus del lado de línea 188.

[0030] El RSC 166 y el LSC 168 se pueden configurar para el modo de funcionamiento normal en una disposición trifásica de modulación de ancho de pulso (PWM) usando elementos de conmutación de transistor bipolar de puerta aislada (IGBT), como se analizará con más detalle con respecto a la FIG. 3.

[0031 ] Además, el convertidor de potencia 162 está acoplado a un controlador de convertidor 174 para controlar el funcionamiento del convertidor del lado de rotor 166 y el convertidor del lado de línea 168. Cabe destacar que el controlador de convertidor 174 se puede configurar como una interfaz entre el convertidor de potencia 162 y un controlador de turbina eólica local (sistema de control) 176 e incluir un número cualquiera de dispositivos de control. En un modo de realización, el controlador 174 puede incluir un dispositivo de procesamiento (por ejemplo, microprocesador, microcontrolador, etc.) que ejecuta instrucciones legibles por ordenador almacenadas en un medio legible por ordenador. Las instrucciones, cuando se ejecutan por el dispositivo de procesamiento, pueden hacer que el dispositivo de procesamiento realice operaciones, incluyendo proporcionar consignas de control (por ejemplo, consignas de frecuencia de conmutación) a los elementos de conmutación del convertidor de potencia 162.

[0032] Como se mencionó, para un sistema de potencia de turbina eólica 100 de DFIG individual, la potencia reactiva se suministra principalmente por el RSC, por medio del generador 120 y el LSC.

[0033] En configuraciones típicas, también se pueden incluir diversos contactores de línea y disyuntores de circuito que incluyen, por ejemplo, un disyuntor de red 182 para aislar los diversos componentes como sea necesario para el funcionamiento normal del DFIG 120 durante la conexión a y la desconexión de una carga, tal como la red eléctrica 184. Por ejemplo, un disyuntor de circuito de sistema 178 puede acoplar el bus de sistema 160 a un transformador 180, que se puede acoplar a la red eléctrica 184 por medio del disyuntor de red 182. En modos de realización alternativos, los fusibles pueden reemplazar algunos o todos los disyuntores de circuito.

[0034] En funcionamiento, la potencia de corriente alterna generada en el DFIG 120 al rotar el rotor 18 se proporciona a la red eléctrica 184 por medio de rutas dobles definidas por el bus de estátor 154 y el bus de rotor 156. En el lado de bus de rotor 156, se proporciona potencia de corriente alterna (CA) multifásica (por ejemplo, trifásica) sinusoidal al convertidor de potencia 162. El convertidor de potencia del lado de rotor 166 convierte la potencia de CA proporcionada desde el bus de rotor 156 en potencia de corriente continua (CC) y proporciona la potencia de CC al enlace de CC 136. Como se entiende en general, los elementos de conmutación (por ejemplo, IGBT) usados en los circuitos de puente del convertidor de potencia del lado de rotor 166 se pueden modular para convertir la potencia de CA proporcionada desde el bus de rotor 156 en potencia de CC adecuada para el enlace de CC 136.

[0035] Además, el convertidor del lado de línea 168 convierte la potencia de CC en el enlace de CC 136 en potencia de salida de CA adecuada para la red eléctrica 184. En particular, los elementos de conmutación (por ejemplo, IGBT) usados en los circuitos de puente del convertidor de potencia del lado de línea 168 se pueden modular para convertir la potencia de CC del enlace de CC 136 en potencia de CA en el bus del lado de línea 188. La potencia de CA del convertidor de potencia 162 se puede combinar con la potencia del estátor del DFIG 120 para proporcionar potencia multifásica (por ejemplo, potencia trifásica) que tiene una frecuencia mantenida sustancialmente a la frecuencia de la red eléctrica 184 (por ejemplo, 50 Hz o 60 Hz).

[0036] Adicionalmente, diversos disyuntores de circuito y conmutadores, tales como el disyuntor de red 182, el disyuntor de sistema 178, el conmutador de sincronización de estátor 158, el disyuntor de convertidor 186 y el contactor de línea 172 se pueden incluir en el sistema de potencia de turbina eólica 100 para conectar o desconectar los buses correspondientes, por ejemplo, cuando el flujo de corriente es excesivo y puede dañar los componentes del sistema de potencia de turbina eólica 100 o por otras consideraciones operativas. También se pueden incluir componentes de protección adicionales en el sistema de potencia de turbina eólica 100.

[0037] Asimismo, el convertidor de potencia 162 puede recibir señales de control, por ejemplo, del sistema de control local 176 por medio del controlador de convertidor 174. Las señales de control se pueden basar, entre otras cosas, en las condiciones detectadas o las características de funcionamiento del sistema de potencia de turbina eólica 100, y proporcionan el control del funcionamiento del convertidor de potencia 162. Por ejemplo, se puede usar la realimentación en forma de velocidad detectada del DFIG 120 para controlar la conversión de la potencia de salida del bus de rotor 156 para mantener un suministro de potencia multifásica (por ejemplo, trifásica) apropiado y equilibrado. También se puede usar otra realimentación de otros sensores por el controlador 174 o el sistema de control 176 para controlar el convertidor de potencia 162, incluyendo, por ejemplo, los voltajes de bus de estátor y de rotor y las realimentaciones de corriente. Usando las diversas formas de información de realimentación, se pueden generar señales de control de conmutación (por ejemplo, consignas de temporización de puerta para los IGBT), señales de control de sincronización de estátor y señales de disyuntor de circuito.

[0038] El convertidor de potencia 162 también compensa o ajusta la frecuencia de la potencia trifásica del rotor por cambios, por ejemplo, en la velocidad del viento en el buje 20 y las palas 22. Por lo tanto, las frecuencias de rotor mecánicas y eléctricas están desacopladas y la igualación de frecuencia eléctrica de estátor y rotor se facilita de forma sustancialmente independiente de la velocidad mecánica de rotor.

[0039] En algunas condiciones, las características bidireccionales del convertidor de potencia 162, y específicamente, las características bidireccionales del LSC 168 y RSC 166, facilitan la realimentación de al menos parte de la potencia eléctrica generada al rotor de generador. Más específicamente, la potencia eléctrica se transmite desde el bus de estátor 154 al bus del lado de línea 188 y posteriormente a través del contactor de línea 172 y al convertidor de potencia 162, específicamente el LSC 168 que actúa como un rectificador y rectifica la potencia de CA trifásica sinusoidal a potencia de CC. La potencia de CC se transmite al enlace de CC 136. El condensador 138 facilita la mitigación de las variaciones de amplitud de voltaje de enlace de CC al facilitar la mitigación de una ondulación de CC asociada a veces con la rectificación de CA trifásica.

[0040] La potencia de CC se transmite posteriormente al RSC 166 que convierte la potencia eléctrica de CC en una potencia eléctrica de CA trifásica sinusoidal con voltajes, corrientes y frecuencias predeterminados. Esta conversión se supervisa y controla por medio del controlador de convertidor 174. La potencia de CA convertida se transmite desde el RSC 166 por medio del bus de rotor 156 al rotor de generador. De esta manera, el control de potencia reactiva de generador se facilita al controlar la corriente y el voltaje del rotor.

[0041] En referencia ahora a la FIG. 3, un diagrama esquemático de un modo de realización del convertidor de potencia mostrado en la FIG. 2 se ilustra de acuerdo con aspectos de la presente materia objeto. Como se muestra, el convertidor del lado de rotor (RSC) 166 incluye una pluralidad de circuitos de puente (por ejemplo, circuitos de puente H), estando cada fase de la entrada del bus de rotor 156 al convertidor del lado de rotor 166 acoplada a un único circuito de puente. Además, el convertidor del lado de línea (LSC) 168 también puede incluir una pluralidad de circuitos de puente. Similar al convertidor del lado de rotor 166, el convertidor del lado de línea 168 también incluye un único circuito de puente para cada fase de salida del convertidor de línea 168. En otros modos de realización, el convertidor del lado de línea 168, el convertidor del lado de rotor 166 o tanto el convertidor del lado de línea 168 como el convertidor del lado de rotor 166 pueden incluir circuitos de puente paralelos sin desviarse del alcance de la presente divulgación.

[0042] Cada circuito de puente puede incluir en general una pluralidad de elementos de conmutación (por ejemplo, IGBT) acoplados en serie entre sí. Por ejemplo, como se muestra en la FIG. 3, cada circuito de puente incluye un IGBT superior (por ejemplo, IGBT 212) y un IGBT inferior (por ejemplo, IGBT 214). Además, se puede acoplar un diodo en paralelo con cada uno de los IGBT. En modos de realización alternativos, se pueden usar diodos e IGBT paralelos para incrementar la corriente nominal del convertidor. Como se entiende en general, el convertidor del lado de línea 168 y el convertidor del lado de rotor 166 se pueden controlar, por ejemplo, al proporcionar consignas de control, usando un circuito de activación adecuado, a las puertas de los IGBT. Por ejemplo, el controlador de convertidor 174 puede proporcionar consignas de temporización de puerta adecuadas a las puertas de los IGBT de los circuitos de puente. Las consignas de control pueden controlar la frecuencia de conmutación de los IGBT para proporcionar una salida deseada. Se debe apreciar por los expertos en la técnica que, como alternativa a los iGb t , el convertidor de potencia 162 puede incluir cualquier otro elemento de conmutación adecuado.

[0043] La FIG. 4 representa el flujo de potencia real (P) y reactiva (Q) en un sistema de potencia de turbina eólica 100 configurado con un sistema DFIG 102. Como se entiende en la técnica, la fuente principal de potencia reactiva en el sistema DFIG es desde el RSC 166 por medio del generador 102 (potencia reactiva del lado de estátor de generador (Qs)) y desde el LSC 168 (potencia reactiva del lado de línea de generador (Ql)). Un filtro de distorsión armónica 175 está configurado en el bus del lado de línea. El uso del convertidor de potencia 162, en particular el RSC 166, para controlar la corriente de rotor hace posible ajustar la potencia reactiva total (Qwtg) del sistema 100 alimentada a la red desde el RSC 166 independientemente de la velocidad de rotación del generador 102. Además, el generador DFIG 102 puede importar o exportar potencia reactiva, lo que permite que el sistema respalde a la red durante fluctuaciones de voltaje extremas en la red.

[0044] Todavía en referencia a la FIG. 4, el sistema de potencia de turbina eólica 100 incluye un dispositivo de compensación de potencia reactiva dedicado 200 (también denominado en el presente documento caja VAR modular (MVB)) que genera una potencia reactiva auxiliar (Qmvb). En el modo de realización representado, el dispositivo de compensación de potencia reactiva 200 está conectado al bus del lado de línea 188 (con un filtro de distorsión armónica diferente 175) en el punto de conexión 204 de modo que (Qmvb) se combina con (Ql) en el bus del lado de línea como (Q), en el que (Q) y (Qs) se combinan en el transformador de tres vías 202. Por tanto, la potencia reactiva total (Qwtg) del sistema de potencia de turbina eólica 100 es:

( Q w t g ) = ( Q s ) ( Q ) ,

en la que

(Q) = (QD (Qmvb)

[0045] La potencia reactiva total (Qwtg) y la potencia real total (Pwtg) se distribuyen desde el transformador 202 a la red.

[0046] Las capacidades de potencia reactiva máximas para (Qmvb), (Qs) y (Ql) se determinan en tiempo real en base a uno cualquiera o una combinación de: estado de funcionamiento del sistema de potencia; temperatura ambiente; o limitaciones térmicas del generador; convertidor de potencia o dispositivo de compensación de potencia reactiva. Los valores para (Qmvb), (Qs) y (Ql) se pueden determinar y actualizar continua o periódicamente en el sistema de control.

[0047] El dispositivo de compensación de potencia reactiva 200 puede ser uno cualquiera o una combinación de un compensador VAR estático (SVC), un dispositivo generador VAR estático (SVG) o un dispositivo compensador síncrono estático (STATCOM).

[0048] En el modo de realización representado de la FIG. 4, el dispositivo de compensación de potencia reactiva 200 está conectado con el bus del lado de línea 188 en el punto de conexión 204. Por tanto, tanto el LSC 168 como la MVB 200 se conectan comúnmente al mismo transformador de tres vías 202.

[0049] En referencia a la FIG. 5, se representa una ubicación en la parte inferior de la torre 226 dentro de la torre de turbina eólica 12. Como se entiende en general en la técnica, la ubicación en la "parte inferior de la torre" está en o cerca del nivel del suelo dentro de la torre 12 donde se ubican los gabinetes de control electrónico, incluyendo el convertidor de potencia 162 y el controlador 174. Con diversos sistemas de turbinas eólicas 100 convencionales, un sistema de enfriamiento 210 (con el intercambiador de calor 214) está configurado para distribuir un medio de enfriamiento (por ejemplo, aire o líquido) a los componentes electrónicos para mantener los componentes dentro de un intervalo de temperatura de funcionamiento aceptable. La MVB 200 también está ubicada en la ubicación en la parte inferior de la torre 226 en las proximidades del convertidor de potencia 162 y también se enfría por el mismo sistema de enfriamiento 210. En este modo de realización, el controlador de convertidor de potencia 174 está configurado con un controlador LSC 206 y un controlador RSC 208. Una línea de control 224 conecta el controlador LSC 206 con la MVB 200 para que la MVB también se controle por el controlador LSC 206. La FIG. 5 no pretende limitar la ubicación de la MVB 200, el convertidor de potencia 162 o el sistema de enfriamiento. En otros modos de realización, estos componentes pueden estar ubicados en una ubicación en la parte superior de la torre más cercana a la góndola.

[0050] Como se analiza anteriormente, se realiza una demanda de potencia reactiva total (Qcmd) en el sistema de turbina eólica 100 en un primer estado de red, tal como un voltaje de estado estable en la red. Esta consigna (Qcmd) se puede generar, por ejemplo, por un controlador a nivel de parque en un parque eólico que engloba múltiples turbinas eólicas. La (Qcmd) total se adjudica entre la potencia reactiva de generador (Qg) y la potencia reactiva de dispositivo de compensación (Qmvb). En referencia a la FIG. 4, se aprecia que (Qg) es la suma de (Qs) y (Ql).

[0051] Se determina un primer plan de estatismo de potencia reactiva que incluye un valor (igual o diferente) de estatismo de potencia reactiva aplicado al bucle de control, una o ambas de (Qg) y (Qmvb) en el primer estado de red, que puede ser un voltaje de estado estable en la red. Por ejemplo, en referencia a la FIG. 6, se proporciona un gráfico de voltaje/tiempo que representa un primer plan de estatismo de potencia reactiva 215 antes de un fallo en la red de bajo voltaje en el tiempo = 10 s. La señal marcada como "a" es la potencia reactiva total del sistema DFIG 100 en el punto de conexión con la red. La señal marcada como "b" corresponde a (Qmvb) del dispositivo de compensación de potencia reactiva. La señal marcada como "c" corresponde a (Qs). La señal marcada como "d" corresponde a (Ql). Como se analiza, (Qg) es la suma de (Qs) y (Ql). En el ejemplo de la FIG. 6, (Qg) = 1500 kVAr; (Qmvb) = 1000 kVAr; y (Qs) = 300 kVAr; y (Ql) = 200 kVAr.

[0052] El primer plan de estatismo de potencia reactiva 215 aplica un valor de un 5 % de estatismo al bucle de control que determina y mantiene (Qg) y un valor de un 0 % de estatismo al bucle de control para (Qmvb). Estos valores se determinan para minimizar las oscilaciones de potencia reactiva entre el generador y el dispositivo de compensación de potencia reactiva en voltajes de red de estado estable.

[0053] El fallo en la red de bajo voltaje se produce en el tiempo = 10 s y es un descenso de un 40 % de voltaje de red durante una duración de 0,5 s. La FIG. 6 representa la respuesta de LVRT (soportar bajo voltaje) (“Low Voltage Ride Through”) del sistema 100 en la que el primer plan de potencia reactiva se mantiene durante todo el fallo y la recuperación. Por tanto, en el ejemplo de la fig. 6, no se utiliza un segundo plan de potencia reactiva. Como se indica en el gráfico de la FIG. 6, el tiempo de recuperación del fallo para que el generador alcance el punto de funcionamiento previo al fallo tarda aproximadamente 3 segundos.

[0054] La FIG. 7 representa los mismos valores de fallo en la red, (Qg) y (Qmvb), y el primer plan de potencia reactiva 215 (es decir, un 5 % de estatismo aplicado al bucle de control de (Qg) y un 0 % de estatismo aplicado al bucle de control de (Qmvb)) como en la FIG. 6. En este ejemplo, sin embargo, se implementa un segundo plan de estatismo posterior al fallo 217 en el que el 5 % de estatismo aplicado a (Qg) en el primer plan 215 se cambia a un 0 % durante la recuperación. Como se indica en el gráfico de la FIG. 7, el tiempo de recuperación mejora significativamente a aproximadamente 2 segundos (en comparación con los 3 segundos en la FIG. 6).

[0055] Por tanto, en el ejemplo de la FIG. 7, en el segundo plan de potencia reactiva 217 solo se cambió uno de los valores de estatismo de potencia reactiva del primer plan de potencia reactiva. Se debe apreciar, sin embargo, que el procedimiento incluye cambiar ambos valores de estatismo de potencia reactiva aplicados a los bucles de control de (Qg) y (Qmvb) en el segundo plan de potencia 217. Por ejemplo, en otro ejemplo, el primer plan de potencia reactiva puede incluir un valor de un 5 % de estatismo aplicado a cada uno de los bucles de control de (Qg) y (Qmvb), en el que esto se cambia a un 0 % aplicado a cada uno de los bucles de control de (Qg) y (Qmvb) en el segundo plan de potencia reactiva.

[0056] El segundo plan de estatismo 217 puede incluir un 0 % de estatismo aplicado a cada una de (Qg) y (Qmvb) durante un período de tiempo predefinido (por ejemplo, 100 ms). El segundo plan de estatismo 217 puede incluir valores de estatismo adicionales determinados y aplicados independientemente a cada una de (Qg) y (Qmvb) después del período de un 0 % de estatismo inicial.

[0057] El segundo plan de estatismo 217 puede incluir una pluralidad de diferentes valores de estatismo aplicados a uno o ambos de los bucles de control de (Qg) y (Qmvb) de acuerdo con un perfil predefinido temporizado. Por ejemplo, la FIG. 8 representa un gráfico de un segundo plan de estatismo 217 predefinido para una configuración de DFIG particular que se puede implementar para un fallo en la red de bajo voltaje o sin voltaje. En el tiempo = 0, se produce un fallo en la red sin voltaje (duración de aproximadamente 0,5 s) que da como resultado que el sistema de control asociado con el DFIG y el dispositivo de compensación de potencia reactiva implementen un segundo plan de potencia reactiva en aproximadamente el tiempo = 0,5 s. Se debe apreciar que la FIG. 8 se proporciona como un ejemplo de un perfil de plan de estatismo que se puede aplicar a uno o ambos de los bucles de control de (Qg) y (Qmvb), en el que el perfil se determina y almacena independientemente para cada una de (Qg) y (Qmvb).

[0058] Todavía en referencia al gráfico de la FIG. 8, se aplica un primer valor de estatismo (Kestatismo1) en el tiempo = 0,5 s y se incrementa (linealmente o no linealmente) hasta el tiempo = 1,0 s donde se implementa un segundo valor de estatismo(Kestatismo2), que también se incrementa hasta el tiempo = 3,0 s. En el tiempo = 3,0, se implementa un incremento escalonado hasta un tercer valor de estatismo (Kestatismo3), en el que este valor se mantiene hasta el tiempo = 10,0 s. En el tiempo = 10,0 s, se implementa un incremento escalonado hasta un cuarto valor de estatismo(Kestatismo4) y se mantiene hasta el tiempo = 600 s. En este tiempo, se implementa un incremento escalonado hasta un quinto valor de estatismo (Kestatismo5). Al final de la recuperación del fallo, el estatismo de potencia reactiva vuelve a su valor original previo al fallo (Kestatismo_original), que es el valor en el primer plan de potencia reactiva.

[0059] Una pluralidad de los perfiles predefinidos usados en el segundo plan de potencia reactiva 217 para los bucles de control de (Qg) y (Qmvb) se puede predeterminar y almacenar en una tabla de consulta, en la que se selecciona un perfil particular en función del tipo de fallo en la red, o cualquier otra combinación de variables, tales como la demanda de (Qcmd) realizada en el sistema de turbina eólica, los valores iniciales y/o la capacidad de (Qg) y (Qmvb), etc.

[0060] La FIG. 9 representa un procedimiento de control 220 de ejemplo de un modo de realización de acuerdo con aspectos de la presente divulgación. El procedimiento 220 refleja el proceso de bucle de control para (Qg) representado en la FIG. 10, en el que se aplica un valor de estatismo en el bucle de control como se analiza anteriormente. El procedimiento 220 comienza en la etapa 222. En la etapa 224, se recibe una consigna de potencia reactiva (Qcmd) para el sistema de turbina eólica, por ejemplo, desde un controlador a nivel de parque. También se generan una señal de realimentación de potencia reactiva (Qg_fbk) desde el DFIG y una señal de realimentación de voltaje de red (Vg_fbk). Si el voltaje de red indica un estado transitorio o de fallo en la red, a continuación en base al voltaje de red, se implementa el segundo plan de estatismo de potencia reactiva.

[0061] En la etapa 226, (Qcmd) se adjudica a (Qmvb) asignada al dispositivo de compensación de potencia reactiva y (Qg_cmd) asignada al DFIG. Se genera una consigna de potencia reactiva (Qg_cmd) para el DFIG. En la etapa 228, (Qmvb) se transmite al controlador para el dispositivo de compensación de potencia reactiva, en el que un proceso paralelo de las etapas restantes 230-244 indicadas en la FIG. 9 avanza para la determinación y aplicación del estatismo que se va a aplicar al bucle de control de (Qmvb).

[0062] En la etapa 230, se determina un valor de estatismo (K_estatismo) para (Qg_cmd) en el segundo plan de estatismo de potencia reactiva. Este valor (K_estatismo) se puede seleccionar de una pluralidad de perfiles almacenados, como se analiza anteriormente, o en un modo de realización alternativo, se puede calcular en tiempo real.

[0063] En la etapa 232, se genera una consigna de voltaje intermedio (V_cmd_int) en base a (Qg_cmd y Qg_fbk).

[0064] En la etapa 234, el valor (K_estatismo) se aplica a (Q_fbk) para calcular el estatismo de voltaje (Vestatismo).

[0065] En la etapa 236, se calcula una consigna de voltaje (Vg_cmd) final en base a (V_cmd_int) y (Vestatismo).

[0066] En la etapa 238, se genera una consigna de corriente reactiva (Iy_cmd), y en la etapa 240 se genera una consigna de voltaje de convertidor de potencia (Vy_cmd) a partir de (Iy_cmd).

[0067] En la etapa 242, se usa la (Vy_cmd) para generar un índice de modulación para el convertidor de potencia, que es el principal responsable de la generación de potencia reactiva desde el DFIG.

[0068] El proceso finaliza en la etapa 244. Sin embargo, se entiende que las etapas aplicables del procedimiento 220 se repetirán para los cambios en el valor de estatismo para el DFIG como se dicte por el perfil de (K_estatismo) almacenado, como se analiza anteriormente.

[0069] Esta descripción por escrito usa ejemplos para divulgar la invención, incluyendo el mejor modo, y también para posibilitar que cualquier experto en la técnica ponga en práctica la invención, incluyendo la fabricación y el uso de cualquier dispositivo o sistema y la realización de cualquier procedimiento incorporado. El alcance patentable de la invención está definido por las reivindicaciones.

Claims

REIVINDICACIONES

i. Un procedimiento para hacer funcionar un sistema de turbina eólica (100) que proporciona potencia real y reactiva a una red, incluyendo el sistema de turbina eólica un generador (120) con un convertidor de potencia (162) y un dispositivo de compensación de potencia reactiva (200) integrado, comprendiendo el procedimiento:

recibir una demanda de potencia reactiva total Qcmd realizada en el sistema de turbina eólica en un primer estado de red;

adjudicar la Qcmd a una potencia reactiva de generador Qg y a una potencia reactiva de dispositivo de compensación Qmvb;

determinar un primer plan de estatismo de potencia reactiva (215) que comprende un estatismo de potencia reactiva aplicado a un bucle de control para una o ambas de Qg y Qmvb en el primer estado de red;

tras la detección de un fallo en la red, cambiar el primer plan de estatismo de potencia reactiva (215) a un segundo plan de estatismo de potencia reactiva (217) cambiando el valor de estatismo de potencia reactiva aplicado a uno o ambos bucles de control de Qg y Qmvb durante la recuperación del fallo en la red.
2. El procedimiento como en la reivindicación 1, en el que el segundo plan de estatismo de potencia reactiva comprende un perfil predefinido de una pluralidad de diferentes valores de estatismo para diferentes tiempos predefinidos durante la recuperación del fallo en la red.
3. El procedimiento como en cualquier reivindicación precedente, en el que una pluralidad de los perfiles predefinidos se almacena en una tabla de consulta y se seleccionan en función del tipo de fallo en la red.
4. El procedimiento como en cualquier reivindicación precedente, en el que los valores de estatismo de potencia reactiva aplicados a los bucles de control de Qg y Qmvb en el segundo plan de estatismo de potencia reactiva se determinan independientemente y tienen valores de estatismo iguales o diferentes durante la recuperación del fallo en la red.
5. El procedimiento como en cualquier reivindicación precedente, en el que el segundo plan de estatismo de potencia reactiva comprende un valor de estatismo de cero aplicado a los bucles de control de Qg y Qmvb durante al menos un período de tiempo predefinido durante la recuperación del fallo en la red.
6. El procedimiento como en cualquier reivindicación precedente, en el que el convertidor de potencia y el dispositivo de compensación de potencia reactiva están configurados en una ubicación en la parte inferior de la torre en una torre del sistema de turbina eólica.
7. El procedimiento como en cualquier reivindicación precedente, en el que el generador comprende un generador de inducción doblemente alimentado DFIG, comprendiendo el convertidor de potencia un convertidor del lado de línea LSC y un convertidor del lado de rotor RSC, en el que la Qg comprende una potencia reactiva del lado de estátor de generador (Qs y una potencia reactiva del lado de línea de generador Ql, configurado el dispositivo de compensación de potencia reactiva con el DFIG de modo que la Qmvb se combina con la Ql.
8. El procedimiento como en cualquier reivindicación precedente, en el que el fallo en la red es un fallo de voltaje bajo, voltaje cero o voltaje alto.
9. Un sistema de turbina eólica (100) configurado para suministrar potencia real y reactiva a una red, que comprende:

una turbina eólica con una torre (12), rotor (18), buje (20) y una pluralidad de palas (22) acopladas al buje;

un sistema de generador de inducción doblemente alimentado DFIG (120) acoplado al rotor, comprendiendo además el sistema DFIG un convertidor de potencia con un convertidor del lado de línea LSC y un convertidor del lado de rotor RSC, en el que el sistema DFIG está configurado para generar una potencia reactiva de generador Qg;

un dispositivo de compensación de potencia reactiva (200) integrado configurado operativamente con el sistema DFIG para generar una potencia reactiva Qmvb;

un sistema de control configurado para:

determinar una demanda de potencia reactiva total Qcmd realizada en el sistema de turbina eólica en un primer estado de red;

adjudicar la Qcmd a la potencia reactiva de generador Qg y a la potencia reactiva de dispositivo de compensación Qmvb;

determinar un primer plan de estatismo de potencia reactiva (215) que comprende un valor de estatismo de potencia reactiva aplicado a un bucle de control para una o ambas de Qg y Qmvb en el primer estado de red;

tras la detección de un fallo en la red, cambiar el primer plan de estatismo de potencia reactiva (215) a un segundo plan de estatismo de potencia reactiva (217) cambiando el valor de estatismo de potencia reactiva aplicado a uno o ambos bucles de control de Qg y Qmvb durante la recuperación del fallo en la red.
10. El sistema de turbina eólica como en la reivindicación 9, en el que el sistema de control está configurado de modo que los valores de estatismo de potencia reactiva en el segundo plan de estatismo de potencia reactiva siguen un perfil predefinido de una pluralidad de diferentes valores de estatismo para diferentes tiempos predefinidos durante la recuperación del fallo en la red.
11. El sistema de turbina eólica como en las reivindicaciones 9-10, en el que el sistema de control está configurado de modo que el perfil predefinido se selecciona de una pluralidad de perfiles predefinidos almacenados en una tabla de consulta y se selecciona en función del tipo de fallo en la red.
12. El sistema de turbina eólica como en las reivindicaciones 9-11, en el que el sistema de control está configurado de modo que los valores de estatismo de potencia reactiva aplicados a los bucles de control de Qg y Qmvb en el segundo plan de estatismo de potencia reactiva se determinan independientemente y tienen valores de estatismo iguales o diferentes durante la recuperación del fallo en la red.
13. El sistema de turbina eólica como en las reivindicaciones 9-12, en el que el sistema de control está configurado de modo que los valores de estatismo de potencia reactiva aplicados a los bucles de control de Qg y Qmvb son cero durante al menos un período de tiempo predefinido durante la recuperación del fallo en la red.
14. El sistema de turbina eólica como en las reivindicaciones 9-13, en el que el convertidor de potencia y el dispositivo de compensación de potencia reactiva están configurados en una ubicación en la parte inferior de la torre en la torre.
15. El sistema de turbina eólica como en las reivindicaciones 9-14, en el que el dispositivo de compensación de potencia reactiva comprende uno cualquiera o una combinación de un compensador VAR estático SVC, un dispositivo generador VAR estático SVG o un dispositivo compensador síncrono estático STATCOM.