ES2926317T3

ES2926317T3 - Sistema de generación eólico y procedimiento de control del mismo

Info

Publication number: ES2926317T3
Application number: ES16205381T
Authority: ES
Inventors: Zhuohui Tan; Robert Gregory Wagoner; Anthony Michael Klodowski
Original assignee: General Electric Co
Current assignee: General Electric Co
Priority date: 2015-12-22
Filing date: 2016-12-20
Publication date: 2022-10-25
Anticipated expiration: 2036-12-20
Also published as: CN106907295A; CN106907295B; EP3187727A3; EP3187727A2; DK3187727T3; EP3187727B1

Abstract

Un sistema de generación de viento (100) incluye una turbina eólica (1) para generar energía mecánica, un generador de inducción doblemente alimentado (2) para convertir la energía mecánica en energía eléctrica, un convertidor (3) para convertir la energía eléctrica en una potencia deseada energía eléctrica para suministrar a una red eléctrica, y un transformador (7) a través del cual se acopla un estator del generador (2) a la red eléctrica. Cuando una retroalimentación de velocidad de rotación medida del rotor (21) del generador es más baja que una velocidad de rotación de conexión original del rotor, la velocidad de rotación de conexión del rotor se reduce determinando un margen de voltaje del enlace de CC (33). del convertidor, determinar un punto de ajuste de voltaje del enlace de CC (33) del convertidor en base al margen de voltaje del enlace de CC (33) determinado; y controlar el convertidor (3) en base al punto de ajuste de voltaje del enlace de CC (33) determinado; y/o aumentando la relación de espiras del transformador (7) para reducir la tensión de red de la red eléctrica (6). (Traducción automática con Google Translate, sin valor legal)

Description

DESCRIPCIÓN

Sistema de generación eólico y procedimiento de control del mismo

[0001] Esta divulgación se refiere, en general, al campo de la generación de potencia eólica y, más en particular, a un sistema de generación eólico y a un procedimiento para controlar el sistema de generación eólico.

[0002] Con la creciente escasez de recursos energéticos globales y el incremento de la contaminación ambiental, se han desarrollado rápidamente recursos energéticos limpios y renovables, especialmente fuentes de energía eólica. Las turbinas eólicas han ganado atención a este respecto.

[0003] Es conocido que el funcionamiento de una turbina eólica depende de la velocidad del viento. Por ejemplo, las turbinas eólicas tienen valores umbral de velocidad del viento predeterminados para determinar las condiciones operativas de un sistema de generación eólico. Un valor umbral de este tipo es una velocidad del viento de conexión que se define como la velocidad del viento cuando el sistema de generación eólico comienza a generar potencia. Otro valor umbral es una velocidad del viento de desconexión que se define como la mayor velocidad del viento durante la cual la turbina eólica se puede operar mientras suministra potencia. Normalmente, la generación de potencia se detiene a velocidades del viento mayores que la velocidad del viento de desconexión. Véase, por ejemplo, el documento US 2008/150285.

[0004] Según la norma de CEI (Comisión Electrotécnica Internacional), la zona de viento se divide en cuatro clases: clase I (en la que la velocidad promedio del viento está en el intervalo de 8,5 m/s a 10 m/s), clase II (en la que la velocidad promedio del viento está en el intervalo de 7,5 m/s a 8,5 m/s), clase III (en la que la velocidad promedio del viento está en el intervalo de 6,0 m/s a 7,5 m/s) y clase IV (en la que la velocidad promedio del viento es menor que 6,0 m/s). En el pasado, gran parte del desarrollo técnico ha sido en vientos medios y altos.

[0005] Sería útil disponer de un sistema y procedimiento para controlar sistemas de generación eólicos cuando operan en las zonas de vientos más bajos.

[0006] En consecuencia, la presente invención se define por un procedimiento para controlar un sistema de generación eólico con las características técnicas de la reivindicación independiente 1 y de la reivindicación independiente 9, teniendo como objetivo un sistema de generación de energía eólica correspondiente. Los modos de realización ventajosos se describen en las reivindicaciones dependientes.

[0007] Diversos rasgos característicos, aspectos y ventajas de la presente divulgación se comprenderán mejor cuando se lea la siguiente descripción detallada con referencia a los dibujos adjuntos en los cuales caracteres similares representan partes similares en todos los dibujos, en los que:

la FIG. 1 es un diagrama esquemático de un sistema de generación eólico de ejemplo de acuerdo con un modo de realización de la presente divulgación;

la FIG. 2 es otro diagrama esquemático del sistema de generación eólico de ejemplo de la FIG. 1;

la FIG. 3 es un diagrama esquemático de un módulo de cálculo de velocidad de rotación de ejemplo de acuerdo con un modo de realización de la presente divulgación;

la FIG. 4 es un circuito equivalente de un DFIG de ejemplo de la FIG. 1;

la FIG. 5 es un diagrama esquemático de una unidad de control de turbina y de una unidad de control de convertidor de acuerdo con un modo de realización de la presente divulgación;

la FIG. 6 es un diagrama esquemático de una unidad de control de turbina y de una unidad de control de convertidor de acuerdo con otro modo de realización de la presente divulgación;

la FIG. 7 es un diagrama esquemático de una unidad de control de convertidor de ejemplo de acuerdo con un modo de realización de la presente divulgación;

la FIG. 8 es un diagrama de flujo de un procedimiento de ejemplo para controlar un sistema de generación eólico de acuerdo con un modo de realización de la presente divulgación; y

la FIG. 9 ilustra las etapas de cómo calcular una velocidad de rotación de conexión dinámica de un rotor del DFIG de la FIG. 1.

[0008] Los modos de realización de la presente divulgación se describirán en el presente documento a continuación con referencia a los dibujos adjuntos. En la siguiente descripción, funciones o construcciones bien conocidas no se describen en detalle para evitar complicar la divulgación con detalles innecesarios.

[0009] A menos que se defina de otro modo, los términos técnicos y científicos usados en el presente documento tienen el mismo significado que se entiende comúnmente por un experto en la técnica a la que pertenece esta divulgación. Los términos "primero/a", "segundo/a", "tercero/a" y similares, tal como se usan en el presente documento, no denotan ningún orden, cantidad o importancia, sino que se usan para distinguir un elemento de otro. Además, los términos "un" y "una" no denotan una limitación de cantidad, sino que, en cambio, denotan la presencia de al menos uno de los elementos referenciados. El término "o" pretende ser inclusivo y quiere decir cualquiera o todos los elementos enumerados. El uso de los términos "que incluye", "que comprende" o "que tiene" y de variaciones de los mismos en el presente documento pretende englobar los elementos enumerados después de los mismos y equivalentes de los mismos así como elementos adicionales. Además, los términos "conectado" y "acoplado" no están restringidos a conexiones o acoplamientos físicos o mecánicos, y pueden incluir conexiones o acoplamientos eléctricos, ya sean directos o indirectos.

[0010] La FIG. 1 ilustra un diagrama esquemático de un sistema de generación eólico de ejemplo de acuerdo con un modo de realización de la presente divulgación. Como se muestra en la FIG. 1, el sistema de generación eólico de ejemplo 100 comprende una turbina eólica 1, un generador de inducción doblemente alimentado (“doublyfed induction generator”) (DFIG) 2, un convertidor 3 y un controlador 4. La turbina eólica 1 recibe energía eólica y genera potencia mecánica. En algunos modos de realización, el sistema de generación eólico 100 puede incluir además una caja de engranajes 5 entre la turbina eólica 1 y el DFIG 2. La caja de engranajes 5 puede transmitir la potencia mecánica en una fuerza mecánica más adecuada para impulsar un eje de rotor 20.

[0011] El DFIG 2 convierte la potencia mecánica en potencia eléctrica e incluye un rotor 21 y un estátor 22. El rotor 21 del DFIG 2 está acoplado al eje de rotor 20 y se hace rotar por la fuerza mecánica por medio del eje de rotor 20. El estátor 22 del DFIG 2 está acoplado magnéticamente al rotor 21 y está acoplado a una red eléctrica 6. Este acoplamiento se puede realizar a través de un transformador 7. El convertidor 3 está configurado para convertir la potencia eléctrica en una potencia eléctrica deseada para suministrar a la red eléctrica 6, e incluye un convertidor de lado de rotor 31, un convertidor de lado de línea 32 y un enlace de CC (corriente continua) 33 para conectar el convertidor de lado de rotor 31 y el convertidor de lado de línea 32. El convertidor de lado de rotor 31 puede incluir un convertidor de CA-CC y está configurado para convertir un voltaje de CA (corriente alterna) del rotor 21 del DFIG 2 en un voltaje de enlace de CC en el enlace de CC 33. El enlace de CC 33 puede incluir uno o más condensadores acoplados en serie o bien en paralelo para mantener el voltaje de enlace de CC en un determinado nivel y, por tanto, se puede gestionar la potencia eléctrica desde el enlace de CC 33 a la red eléctrica 6. El convertidor de lado de línea 32 puede incluir un inversor de CC-CA y está configurado para convertir el voltaje de enlace de CC del enlace de CC 33 en un voltaje de CA con frecuencia, fase y magnitud adecuadas que alimentar a la red eléctrica 6.

[0012] El transformador 7 está configurado para proporcionar transformación de voltaje o corriente de la potencia del convertidor 3 y la potencia del estátor 22 del DFIG 2 y proporcionar aislamiento entre el convertidor 3 y la red eléctrica 6 y entre el DFIG 2 y la red eléctrica 6. El transformador 7 está configurado para aumentar la magnitud de los voltajes de CA proporcionados por el convertidor de lado de línea 31 y el estátor 22 del DFIG 2 para que coincida con la red eléctrica 6. El transformador 7 puede incluir un devanado primario 71 conectado a la red eléctrica 6 y un devanado secundario 72 conectado con el estátor 22 y el convertidor de lado de línea 32. En un modo de realización opcional, el transformador 7 puede ser un transformador de cambio de tomas bajo carga. Se puede cambiar una proporción de transformación del transformador de cambio de tomas bajo carga 7, que se define como una proporción de transformación del devanado primario 71 con respecto al devanado secundario 72.

[0013] La FIG. 2 ilustra otro diagrama esquemático del sistema de generación eólico 100 de la FIG. 1. Como se muestra en la FIG. 2, el controlador 4 puede comprender una unidad de control de turbina 41 y una unidad de control de convertidor 42. La unidad de control de turbina 41 puede recibir una instrucción de potencia reactiva Qcmd distribuida a la turbina eólica 1 desde un parque eólico. La unidad de control de convertidor 42 puede recibir una realimentación de velocidad de rotación medida Wfbk desde el rotor 21 del DFIG 2, una realimentación de voltaje de rotor medida Vr fbk y un voltaje de red, por ejemplo, un voltaje de línea a línea de estátor Vgrid de la red eléctrica 6. La unidad de control de convertidor 42 se puede comunicar con la unidad de control de turbina 41 y puede pasar la realimentación de velocidad de rotación Wfbk, la realimentación de voltaje de rotor Vr fbk y el voltaje de red Vgrid a la unidad de control de turbina 41.

[0014] Con referencia a ambas FIGS. 1 y 2 en combinación con la FIG. 3, el controlador 4 comprende un módulo de cálculo de velocidad de rotación 8 para calcular una velocidad de rotación de conexión dinámica u>cut¡n dyn del rotor 21 del DFIG 2. Cuando la realimentación de velocidad de rotación Wfbk del rotor 21 alcanza la velocidad de rotación de conexión dinámica uwin dyn del rotor 21, la unidad de control de turbina 41 puede enviar una señal de solicitud de ejecución S^ea la unidad de control de convertidor 42. Además, la unidad de control de turbina 41 puede generar una consiga de par de torsión Tcmd del DFIG 2 de acuerdo con la realimentación de velocidad de rotación Wfbk del rotor 21 y enviar la instrucción de par de torsión Tcmd y la instrucción de potencia reactiva Qcmd a la unidad de control de convertidor 42.

[0015] A continuación en el presente documento, con referencia a la FIG. 3 se describirá en detalle cómo el módulo de cálculo de velocidad de rotación 8 calcula la velocidad de rotación de conexión dinámica wcutin dyn del rotor 21.

[0016] La FIG. 3 es un diagrama esquemático de un módulo de cálculo de velocidad de rotación 8 de ejemplo de acuerdo con un modo de realización de la presente divulgación. El módulo de cálculo de velocidad de rotación 8 de ejemplo puede incluir un primer modelo de DFIG 81. El primer modelo de DFIG 81 puede recibir una potencia activa objetivo Ptarget del DFlG 2 desde una primera tabla de consulta 821, la instrucción de potencia reactiva Qcmd, el voltaje de red Vgrid y una velocidad de rotación de conexión dinámica calculada wcutin_dyn del rotor 21.

[0017] La primera tabla de consulta 821 puede recibir la velocidad de rotación de conexión dinámica calculada wcutin_dyn del rotor 21 como una entrada y puede proporcionar la potencia activa objetivo Ptarget. Por ejemplo, en un modo de realización, la primera tabla de consulta 821 se puede establecer usando una curva de un par de torsión del DFIG 2 con respecto a una velocidad de rotación del rotor 21 y una ecuación como sigue:

^{Target ^cutin.dynEarget} (1)

Ttarget representa un par de torsión objetivo del DFIG 2 que se puede obtener de la curva del par de torsión del DFIG 2 con respecto a la velocidad de rotación del rotor 21 de acuerdo con la velocidad de rotación de conexión dinámica calculada wcutin dyn del rotor 21.

[0018] En el primer modelo de DFIG 81, una proporción de deslizamiento objetivo starget del DFIG 2 se puede calcular de acuerdo con la siguiente ecuación:

[0019] En esta ecuación, wo representa una velocidad síncrona del rotor 21. Por lo tanto, una potencia de estátor Ps de un lado de estátor se puede obtener como sigue:

[0020] La FIG. 4 ilustra un circuito equivalente de ejemplo del DFIG 2. El objetivo del próximo análisis es obtener un requisito de voltaje de enlace de c C Vdc_req.

[0021] El primer modelo de DFIG

81 puede incluir algunas ecuaciones funcionales en el circuito equivalente del DFIG 2. Como se muestra en la FIG.

4, estas ecuaciones funcionales se pueden representar como sigue:

^SXl VSX tóoL^Igy

^syl — 0 ü)0L^Isx

Vmx = Vsxi R i I Sx

Vmy “ Vsyl R i lsy

Vsx y Vsy representan, respectivamente, las componentes x e y de las magnitudes de voltaje de estátor, Isx e Isy representan, respectivamente, las componentes x e y de las corrientes de estátor, Vsxi y Vsyi representan, respectivamente, las componentes x e y de las magnitudes de voltaje en el punto A ¹del circuito equivalente, L¹representa una inductancia en el lado de estátor, Vmx y Vmy representan, respectivamente, las componentes x e y de las magnitudes de voltaje en una rama de excitación, R¹representa una resistencia en el lado de estátor, Imx e I my representan, respectivamente, las componentes x e y de las corrientes en la rama de excitación, Lm representa una inductancia en la rama de excitación, r ra e I'ry representan, respectivamente, las componentes x e y de las corrientes de rotor, V ^'ra1y V'ry¹representan, respectivamente, las componentes x e y de magnitudes de voltaje en el punto A²del circuito equivalente, L²representa una inductancia en un lado de rotor, V'rx y V'ry representan, respectivamente, las componentes x e y de magnitudes de voltaje en referencia al lado de estátor, R²representa una resistencia en el lado de rotor, Vrxy Vry representan, respectivamente, las componentes x e y de las magnitudes de voltaje de rotor, NSR representa una proporción de transformación del estátor 22 con respecto al rotor 21, y Vr est representa una estimación de voltaje de rotor. Todas estas componentes x e y están bajo un marco síncrono.

[0022] En las ecuaciones anteriores, se conocen las inductancias L1 y L2 en los lados del estátor y del rotor, las resistencias R1 y R2 en los lados del estátor y del rotor, la velocidad sincrónica w0 del rotor 21 y la proporción de transformación NSR del estátor 22 con respecto al rotor 21. Por lo tanto, una vez que la potencia activa objetivo Ptarget del DFIG 2, la instrucción de potencia reactiva Qcmd, el voltaje de red Vgrid y la velocidad de rotación de conexión dinámica calculada wcutin dyn del rotor 21 se alimenten al primer modelo de DFIG 81, el primer modelo de DFIG 81 puede calcular la estimación de voltaje de rotor Vr est de acuerdo con las ecuaciones (4)-(22) anteriores.

[0023] Volviendo a la FIG. 3, el módulo de cálculo de velocidad de rotación 8 de ejemplo puede incluir un limitador de voltaje de rotor 871. El limitador de voltaje de rotor 871 puede limitar la estimación de voltaje de rotor calculada Vr est a un intervalo de un máximo voltaje de rotor Vr_max y un mínimo voltaje de rotor Vr_min. El máximo voltaje de rotor Vr max y el mínimo voltaje de rotor Vr min son valores de configuración. A continuación, se puede enviar una estimación de voltaje de rotor limitada Vr ^esti a un multiplicador 831. El multiplicador 831 puede multiplicar la ^{estimación de voltaje de rotor limitada Vr esti por}^ ^{para obtener una estimación de voltaje de enlace de CC Vrdc}est en el lado de rotor como sigue:

Vrdc.est = V3Vr_estl (23)

[0024] El voltaje de red Vgr¡d se puede enviar a un multiplicador 832. El multiplicador 832 puede multiplicar el

voltaje de red Vgrid por V 2 para obtener una estimación de voltaje de enlace de CC V|dc_est en un lado de línea como sigue:

Vldc.est - V 2V grid (24 )

[0025] La estimación de voltaje de enlace de CC Vrdc est en el lado de rotor y la estimación de voltaje de enlace de CC Vldc_est en el lado de línea se pueden enviar a un selector de máximo (Max) 84. El selector de máximo 84 puede seleccionar un máximo de la estimación de voltaje de enlace de CC Vrdc est en el lado de rotor y la estimación de voltaje de enlace de CC Vldc_est en el lado de línea. El máximo y un voltaje delta Vadd para compensar la caída de voltaje adicional se pueden enviar además a un sumador 851. El sumador 851 puede sumar el máximo y el voltaje delta Vadd para obtener un requisito de voltaje de enlace de CC Vdc_req como sigue:

^dc_req — fnSx(V rc|c est, ^ldc_est) 4" Vadcj (25 )

[0026] El módulo de cálculo de velocidad de rotación 8 puede incluir una segunda tabla de consulta 822. La segunda tabla de consulta 822 puede comprender, por ejemplo, una tabla tridimensional (3D) obtenida de experimentos para mantener un margen de seguridad suficiente. La segunda tabla de consulta 822 puede recibir la potencia activa objetivo Ptarget del DFIG 2 como entrada y la instrucción de potencia reactiva Qcmd como entrada adicional, y puede proporcionar un máximo voltaje de enlace de CC objetivo Vtdc_max.

[0027] El requisito de voltaje de enlace de CC Vdc req y el máximo voltaje de enlace de CC objetivo Vtdc_max se envían a un restador 852. El restador 852 resta el requisito de voltaje de enlace de CCVdc req al máximo voltaje de enlace de CC objetivo Vtdc_max para obtener una estimación de margen de voltaje de enlace de CC Vdc margin est. El módulo de cálculo de velocidad de rotación 8 puede incluir un comparador 88 y un limitador dinámico 872 conectado al comparador 88. El comparador 88 puede comparar la realimentación de voltaje de rotor Vr_fbk con el máximo voltaje de rotor Vr_max. Cuando la realimentación de voltaje de rotor Vr_fbk es mayor que o igual al máximo voltaje de rotor Vr max, la salida del comparador 88 es 1. Cuando la realimentación de voltaje de rotor Vr fbk es menor que el máximo voltaje de rotor Vr max, la salida del comparador 88 es 0. Si la salida del comparador 88 es 1, la salida del limitador dinámico 872 se puede fijar en cero. Si la salida del comparador 88 es 0, el limitador dinámico 872 puede enviar la estimación de margen de voltaje de enlace de CC Vdc_margin est a un regulador de margen de voltaje de enlace de CC 86. El regulador de margen de voltaje de enlace de CC 86 puede comprender, por ejemplo, pero no se limita a, un regulador I (integral) o un regulador PI (proporcional-integral). El regulador de margen de voltaje de enlace de CC 86 puede regular la estimación de margen de voltaje de enlace de CC Vdc margin est para obtener un margen de velocidad de rotación wmargin del rotor 21. El módulo de cálculo de velocidad de rotación 8 puede incluir además un limitador 873 para limitar el margen de velocidad de rotación wmargin del rotor 21 a un intervalo de límites superior e inferior.

[0028] El margen de velocidad de rotación wmargin del rotor 21 y una velocidad de rotación de conexión original wcutin0 del rotor 21 se envían a un restador 853. La velocidad de rotación de conexión original wcutin0 del rotor 21 comprende una velocidad umbral inferior predeterminada para generar potencia a partir de la turbina eólica 1. El restador 853 resta el margen de velocidad de rotación Wmargin del rotor 21 a la velocidad de rotación de conexión original Wcutino del rotor 21 para obtener la velocidad de rotación de conexión dinámica Wcutin dyn del rotor 21 en línea.

[0029] Con referencia a la FIG. 5, en un modo de realización, el módulo de cálculo de velocidad de rotación 8 de la presente divulgación puede estar dispuesto en la unidad de control de turbina 41. La velocidad de rotación de conexión dinámica Wcut¡n_dyn del rotor 21, que se puede calcular por el módulo de cálculo de velocidad de rotación 8 en la unidad de control de turbina 41, se puede guardar directamente en la unidad de control de turbina 41. Como implementación opcional, la unidad de control de turbina 41 puede incluir además un módulo de selección de conexión 411. El módulo de selección de conexión 411 recibe la velocidad de rotación de conexión dinámica wcutin dyn del rotor 21 y la velocidad de rotación de conexión original wcutin0 del rotor 21, y selecciona una de entre la velocidad de rotación de conexión dinámica wcutin dyn del rotor 21 y la velocidad de rotación de conexión original wcutin0 del rotor 21 como una velocidad de rotación de conexión wcutin del rotor 21 de acuerdo con requisitos del cliente. Por lo tanto, la velocidad de rotación de conexión dinámica wcutin dyn del rotor 21 de la presente divulgación se puede usar como un servicio de valor añadido para que el cliente elija. Ciertamente, en la presente divulgación, para reducir la velocidad de rotación de conexión wcutin del rotor 21, la unidad de control de turbina 41 elige la velocidad de rotación de conexión dinámica wcutin dyn del rotor 21 como velocidad de rotación de conexión wcutin del rotor 21 porque la velocidad de rotación de conexión dinámica wcutin dyn del rotor 21 es menor que la velocidad de rotación de conexión original wcutin0 del rotor 21. En el modo de realización en el que el módulo de cálculo de velocidad de rotación 8 está incluido en la unidad de control de turbina 41, no se necesitan nuevos datos en la comunicación entre la unidad de control de turbina 41 y la unidad de control de convertidor 42.

[0030] Con referencia a la FIG. 6, en otro modo de realización, el módulo de cálculo de velocidad de rotación 8 de la presente divulgación también puede estar dispuesto en la unidad de control de convertidor 42. La velocidad de rotación de conexión dinámica w ^{cutin dyn}del rotor 21, que se puede calcular por el módulo de cálculo de velocidad de rotación 8 en la unidad de control de convertidor 42, se debe alimentar de nuevo a la unidad de control de turbina 41. Por lo tanto, bajo tal circunstancia, se debe añadir una nueva señal, es decir, la velocidad de rotación de conexión dinámica w^{cutin dyn}del rotor 21 desde la unidad de control de convertidor 42 a la unidad de control de turbina 41.

[0031] Haciendo referencia a la FIG. 2 en combinación con las FIGS. 5 y 6, la unidad de control de convertidor 42 puede seguir la señal de solicitud de ejecución S^E, la instrucción de par de torsión T^cmdy la instrucción de potencia reactiva Q^cmd. La unidad de control de convertidor 42 determina un margen de voltaje de enlace de CC V^{dc_ margin}del convertidor 3. A continuación, la unidad de control de convertidor 42 determina adicionalmente una consigna de voltaje de enlace de CC V^{dc setpoint}del convertidor 3 en base al margen de voltaje de enlace de CC determinado V^{dc margin}, y controla el convertidor 3 en base a la consigna de voltaje de enlace de CC determinada V^{dc setpoint}para reducir la velocidad de rotación de conexión w^cutindel rotor 21. A continuación en el presente documento, con referencia a la FIG. 7 se describirá en detalle cómo la unidad de control de convertidor 42 determina el margen de voltaje de enlace de CC V^{dc margin}y la consigna de voltaje de enlace de CC V^{dc setpoint}del convertidor 3.

[0032] La FIG. 7 ilustra un diagrama esquemático de la unidad de control de convertidor 42 de ejemplo de acuerdo con un modo de realización de la presente divulgación. La unidad de control de convertidor 42 puede incluir un multiplicador 421, una tercera tabla de consulta 422 y un sumador 4231. La realimentación de velocidad de rotación W^fbkdel rotor 21 del DFIG 2 y la instrucción de par de torsión T^cmdde la unidad de control de turbina 41 se pueden enviar al multiplicador 421 para obtener una potencia activa de salida P^odel DFIG 2 como sigue:

PQ tOfbkTcmd (26)

[0033] La tercera tabla de consulta 422 puede comprender, por ejemplo, una tabla tridimensional (3D) obtenida de experimentos para mantener un margen de seguridad suficiente. La tercera tabla de consulta 422 puede recibir la potencia activa de salida P^odel DFIG 2 como entrada y la instrucción de potencia reactiva Q^cmdcomo entrada adicional, y puede proporcionar el margen de voltaje de enlace de CC V^{dc margin}del convertidor 3.

[0034] A continuación, el margen de voltaje de enlace de CC V^{dc margin}del convertidor 3 y un máximo voltaje de enlace de CC original V^{dc maxo}del convertidor 3 a la velocidad de rotación de conexión original w^cutin0del rotor 21 se pueden enviar al sumador 4231. El sumador 4231 puede sumar el margen de voltaje de enlace de CC determinado V^{dc margin}del convertidor 3 al máximo voltaje de enlace de CC original V^{dc max0}del convertidor 3 para generar un máximo voltaje de enlace de CC sumado V^{adc_ max}.

[0035] Aún con referencia a la FIG. 7, la unidad de control de convertidor 42 puede incluir un segundo modelo de DFIG 424 y un tercer modelo de DFIG 425. El segundo modelo de DFIG 424 puede recibir la instrucción de par de torsión T^cmddesde la unidad de control de turbina 41 y generar una instrucción de corriente activa de rotor I^xcmd. El tercer modelo de DFIG 425 puede recibir la instrucción de potencia reactiva Q^cmdy generar una instrucción de corriente reactiva de rotor I^ycmd. La unidad de control de convertidor 42 puede incluir además un regulador de corriente 426 y un modulador 427. El regulador de corriente 426 puede recibir la instrucción de corriente activa de rotor I^xcmd, la instrucción de corriente reactiva de rotor I^ycmd, una realimentación de corriente activa de rotor medida I^xfbky una realimentación de corriente reactiva de rotor medida I^yfbk, y generar una instrucción de voltaje activo de rotor V^xcmdy una instrucción de voltaje reactivo de rotor V^ycmd. El modulador 427 puede recibir la instrucción de voltaje activo de rotor V ^xcmdy la instrucción de voltaje reactivo de rotor V^ycmd, y generar un índice de modulación de lado de rotor M^Ry señales de modulación de ancho de pulso (“pulse width modulation”) (PWM) de lado de rotor y de lado de línea S^{r_ PWM}, S^{I_ PWM}. Las señales de modulación de ancho de pulso de lado de rotor y de lado de línea S^{r PWM}, S^{I PWM}se pueden enviar, respectivamente, al convertidor de lado de rotor 31 y al convertidor de lado de línea 32.

[0036] La unidad de control de convertidor 42 puede incluir además un restador 4232, un regulador de índice de modulación 428 y un limitador 429. El índice de modulación de lado de rotor M^Ry una consigna de índice de modulación M⁰(por ejemplo, 0,98) se pueden enviar al restador 4232. El restador 4232 puede restar la consigna de índice de modulación M⁰al índice de modulación de lado de rotor M^Rpara obtener un índice de modulación de lado de rotor restado M^{R 1}El índice de modulación de lado de rotor restado M^{R i}se puede enviar al regulador de índice de modulación 428. El regulador de índice de modulación 428 puede regular el índice de modulación de lado de rotor restado M^{R i}para generar una referencia de voltaje de enlace de CC V^{dc ref}. La referencia de voltaje de enlace de CC V^{dc ref}y el máximo voltaje de enlace de CC sumado V^{adc_ max}se pueden enviar al limitador 429 para generar la consigna de voltaje de enlace de CC V^{dc setpoint}del convertidor 3. La consigna de voltaje de enlace de CC generada V^dc_setpointse puede enviar a una unidad de control de convertidor de lado de línea (no mostrada) de la unidad de control de convertidor 42 para controlar el convertidor 3 para incrementar el voltaje de enlace de CC del convertidor 3.

[0037] Al incrementar el voltaje de enlace de CC del convertidor 3, el sistema de generación eólico 100 de la presente divulgación puede ampliar un intervalo de voltaje del convertidor 3, reduciendo así la velocidad de rotación de conexión W^cutindel rotor 21 del DFIG 2 para capturar más potencia eólica en condiciones de baja velocidad del viento. Los beneficios de esta ampliación de conexión no solo se refieren a la puesta en marcha temprana de la turbina eólica 1. En realidad, el incremento de AEP (producción anual de electricidad) es bastante pequeño. Pero también, lo que es más importante, podría reducir la banda muerta entre la parada y la reconexión de la turbina eólica 1 debido al hecho de alta turbulencia a baja velocidad del viento. Es decir, se podría reducir la pérdida de AEP.

[0038] En los modos de realización en los que se incluye el transformador de cambio de tomas bajo carga 7, el sistema de generación eólico 100 de la presente divulgación también puede reducir la velocidad de rotación de conexión u>^cut¡ndel rotor 21 del DFIG 2 cambiando la proporción de transformación del transformador de cambio de tomas bajo carga 7.

[0039] Volviendo a la FIG. 3, en el sistema de generación eólico 100 de la presente divulgación, de acuerdo con un modo de realización no cubierto por el alcance de las reivindicaciones pero incluido con fines ilustrativos, el controlador 4 puede comprender además un módulo de habilitación 43, una unidad de cálculo de proporción de transformación 44 y una unidad de control de cambio de tomas bajo carga (“on-load tap-changing") (OLTC) 45. La estimación de margen de voltaje de enlace de CC V^{dc margin est}del convertidor 3 se puede enviar al módulo de habilitación 43. Cuando el requisito de voltaje de enlace de CC V^{dc req}se acerca al máximo voltaje de enlace de CC objetivo V^tdc_max, es decir, cuando la estimación de margen de voltaje de enlace de CC V^{dc margin est}es menor que un valor predeterminado, por ejemplo, 10 voltios, la salida del módulo de habilitación 43 puede pasar a ser 1. De lo contrario, la salida del módulo de habilitación 43 se puede fijar en cero. La unidad de cálculo de proporción de transformación 44 puede incluir un regulador de proporción de transformación 441 y un limitador 442. El regulador de proporción de transformación 441 puede ser un regulador PI o I. Cuando la salida del módulo de habilitación es 1, la unidad de cálculo de proporción de transformación 44 puede calcular una proporción de transformación objetivo N^xdel transformador de cambio de tomas bajo carga 7 con el regulador de proporción de transformación 441 y la función de límite del limitador 442. La proporción de transformación objetivo N^xdel transformador de cambio de tomas bajo carga 7 se puede enviar a la unidad de control OLTC 45, y la unidad de control OLTC 45 puede controlar el transformador de cambio de tomas bajo carga 7 de acuerdo con la proporción de transformación objetivo N^x.

[0040] Después de que la turbina eólica 1 arranque y la velocidad del viento se incremente, la salida del módulo de habilitación 43 se puede fijar en cero, es decir, el canal de cálculo de proporción de transformación se podría inhabilitar y la unidad de control OLTC 45 restablecerá su control normal.

[0041] Al incrementar la proporción de transformación del transformador de cambio de tomas bajo carga 7, el sistema de generación eólico 100 de la presente divulgación puede reducir el voltaje de red V^grid, reduciendo así también la velocidad de rotación de conexión W^cutindel rotor 21 del DFIG 2 para capturar más potencia eólica en condiciones de baja velocidad del viento y reducir la banda muerta entre la parada y la reconexión de la turbina eólica 1 debido al hecho de alta turbulencia a baja velocidad del viento.

[0042] En otro modo de realización del sistema de generación eólica 100 de la presente divulgación, no cubierta por el alcance de las reivindicaciones, pero incluida con fines ilustrativos, el modo de realización de cambio de proporción de transformación también se puede combinar con el modo de realización de consigna de voltaje de enlace de CC. En dicha realización, después de que la unidad de control OLTC 45 incremente la proporción de transformación del transformador de cambio de tomas bajo carga 7 de acuerdo con la proporción de transformación objetivo N^x, el voltaje de red V^gridse puede reducir. Se puede determinar nuevamente un nuevo margen de velocidad de rotación del rotor 21 en base al voltaje de red reducido usando el procedimiento mencionado anteriormente para determinar una nueva velocidad de rotación de conexión dinámica del rotor 21. Cuando una nueva realimentación de velocidad de rotación del rotor 21 alcanza la nueva velocidad de rotación de conexión dinámica del rotor 21, la unidad de control de turbina 41 puede enviar una señal de solicitud de ejecución a la unidad de control de convertidor 42 y puede generar una nueva instrucción de par de torsión del DFIG 2 de acuerdo con la nueva realimentación de velocidad de rotación. De manera similar, la unidad de control de convertidor 42 puede determinar un nuevo margen de voltaje de enlace de CC en base a la nueva realimentación de velocidad de rotación del rotor 21 y la nueva instrucción de par de torsión y, por lo tanto, puede determinar una nueva consigna de voltaje de enlace de CC del convertidor 3. Por lo tanto, al incrementar el voltaje de enlace de CC del convertidor 3 e incrementar la proporción de transformación del transformador de cambio de tomas bajo carga 7, el sistema de generación eólico 100 de la presente divulgación puede reducir la velocidad de rotación de conexión W^cutindel rotor 21 del DFIG 2 para capturar más potencia eólica en condiciones de baja velocidad del viento y reducir la pérdida de AEP.

[0043] La presente divulgación puede proporcionar además un procedimiento para controlar el sistema de generación eólico 100. La FIG. 8 es un diagrama de flujo de un procedimiento de ejemplo para controlar el sistema de generación eólico 100 de acuerdo con un modo de realización de la presente divulgación.

[0044] Como se muestra en la FIG. 8, en el bloque B81 una realimentación de velocidad de rotación W^{fb k}del rotor 21 del DFIG 2 se puede medir, por ejemplo, usando un sensor.

[0045] En el bloque B82 se determina si la realimentación de velocidad de rotación W^fbkdel rotor 21 es menor que una velocidad de rotación de conexión original W^cutinodel rotor 21. Cuando la realimentación de velocidad de rotación W^fbkdel rotor 21 es menor que la velocidad de rotación original W^cutinodel rotor 21, el proceso pasa al bloque B83. De lo contrario, el proceso puede volver al bloque B81.

[0046] En el bloque B83 se determina un margen de voltaje de enlace de CC V^dc_margindel convertidor 3.

[0047] Primero se calcula una velocidad de rotación de conexión dinámica u> ^{cutin dyn}del rotor 21.

[0048] Cuando la realimentación de velocidad de rotación W^fbkdel rotor 21 alcanza la velocidad de rotación de conexión dinámica u>^{cut¡n dyn}del rotor 21, se puede generar una instrucción de par de torsión T^cmddel DFIG 2 de acuerdo con la realimentación de velocidad de rotación W^fbk. A continuación, se puede calcular una potencia activa de salida P^odel DFIG 2 en base a la realimentación de velocidad de rotación W^fbkdel rotor 21 y la instrucción de par de torsión T^cmd. El margen de voltaje de enlace de CC V^{dc margin}del convertidor 3 se determina, opcionalmente, a partir de una tercera tabla de consulta 422, por ejemplo, usando la potencia activa de salida calculada P^odel DFIG 2 y la instrucción de potencia reactiva Q^cmd.

[0049] La FIG. 9 ilustra las etapas de cómo calcular la velocidad de rotación de conexión dinámica u w ^{in dyn}del rotor 21. En el bloque B91 de la FIG. 9 se calcula una estimación de voltaje de rotor V^{r est}en base a una velocidad de rotación de conexión dinámica calculada u w ^{in dyn}del rotor 21, un voltaje de red V^gridde la red eléctrica 6, una instrucción de potencia reactiva Q^cmddistribuida a la turbina eólica 1 y una potencia activa objetivo P^targetdel DFIG 2 a partir de una primera tabla de consulta 821 usando la velocidad de rotación de conexión dinámica calculada W^{cutin dyn}del rotor 21.

[0050] En el bloque B92, la estimación de voltaje de rotor calculada V ^{r est}se puede limitar a un intervalo de un máximo voltaje de rotor V^r_maxy un mínimo voltaje de rotor V^r_min.

[0051] En el bloque B93 se calcula un requisito de voltaje de enlace de CC V^{dc req}del convertidor 3 en base a la estimación de voltaje de rotor limitada V^r_est1.

[0052] En el bloque B94 se puede determinar un máximo voltaje de enlace de CC objetivo V^tdc_maxdel convertidor 3 a partir de una segunda tabla de consulta 822, por ejemplo, de acuerdo con la instrucción de potencia reactiva Q^cmdy la potencia activa objetivo P^target.

[0053] En el bloque B95 se obtiene una estimación de margen de voltaje de enlace de CC V^{dc margin est}restando el requisito de voltaje de enlace de CC V^{dc req}al máximo voltaje de enlace de CC objetivo V^tdc_max.

[0054] En el bloque B96 se compara una realimentación de voltaje de rotor V ^{r fbk}con el máximo voltaje de rotor V^{r max}.

[0055] En el bloque B97 se puede determinar un margen de velocidad de rotación W^margindel rotor 21. La estimación de margen de voltaje de enlace de CC V^{dc margin est}en el bloque B95 y el resultado comparativo en el bloque B96 se pueden enviar a un limitador dinámico 872. El limitador dinámico 872 puede limitar la estimación de margen de voltaje de enlace de CC V^{dc margin est}basándose en el resultado comparativo. Cuando la realimentación de voltaje de rotor V^{r fbk}es mayor que o igual al máximo voltaje de rotor V^{r max}, el resultado comparativo es 1. Cuando la realimentación de voltaje de rotor V^{r fbk}es menor que el máximo voltaje de rotor V^{r max}, el resultado comparativo es 0. Si el resultado comparativo es 1, la salida del limitador dinámico 872 se puede fijar en cero. Si el resultado comparativo es 0, el limitador dinámico 872 puede proporcionar la estimación de margen de voltaje de enlace de CC V^{dc margin est}. A continuación, el margen de velocidad de rotación W^margindel rotor 21 se puede determinar en base a la salida del limitador dinámico 872.

[0056] En un bloque opcional B98, el margen de velocidad de rotación W^margindel rotor 21 puede estar limitado a un intervalo de límites superior e inferior.

[0057] En el bloque B99, el margen de velocidad de rotación W^margindel rotor 21 se resta de la velocidad de rotación de conexión original W^cutinodel rotor 21 para obtener la velocidad de rotación de conexión dinámica W^cutm_dyndel rotor 21.

[0058] Volviendo a la FIG. 8, en el bloque B84 se determina una consigna de voltaje de enlace de CC V^{dc setpoint}del convertidor 3 en base al margen de voltaje de enlace de CC determinado V^{dc margin}. El margen de voltaje de enlace de CC determinado V^{dc margin}se puede sumar a un máximo voltaje de enlace de CC original V^{dc maxo}del convertidor 3 a la velocidad de rotación de conexión original W^cutinodel rotor 21 para generar un máximo voltaje de enlace de CC sumado V^{adc max}. La consigna de voltaje de enlace de CC V^{dc setpoint}del convertidor 3 se puede determinar en base al máximo voltaje de enlace de CC sumado V^adc_max, un índice de modulación de lado de rotor M^ry una consigna de índice de modulación M^o.

[0059] En el bloque B85, el convertidor 3 se controla en base a la consigna de voltaje de enlace de CC determinada Vdc setpoint para reducir la velocidad de rotación de conexión Wcutin del rotor 21.

[0060] En el procedimiento de la presente divulgación, en los modos de realización no reivindicados (pero ilustrativos) en las que el transformador 7 comprende un transformador de cambio de tomas bajo carga, cuando la realimentación de velocidad de rotación Wfbk del rotor 21 es menor que la velocidad de rotación de conexión original Wcutino del rotor 21, el proceso puede ir alternativamente al bloque B86.

[0061] En el bloque B86 se puede determinar una proporción de transformación objetivo N^xdel transformador de cambio de tomas bajo carga 7.

[0062] En el bloque B87, el transformador de cambio de tomas bajo carga 7 se puede controlar en base a la proporción de transformación objetivo Nx del transformador de cambio de tomas bajo carga 7 para reducir la velocidad de rotación de conexión u>cut¡n del rotor 21.

[0063] En dicho procedimiento de la presente divulgación, cambiar la proporción de transformación también se puede combinar con determinar la consigna de voltaje de enlace de CC. Bajo esta circunstancia, después de que la proporción de transformación del transformador de cambio de tomas bajo carga 7 se incremente en el bloque B87, el proceso puede continuar en el bloque B83. En el bloque B83 se puede determinar nuevamente un nuevo margen de velocidad de rotación del rotor 21 en base a un voltaje de red reducido para determinar una nueva velocidad de rotación de conexión dinámica del rotor 21. Cuando una nueva realimentación de velocidad de rotación del rotor 21 alcanza la nueva velocidad de rotación de conexión dinámica del rotor 21, se puede generar una nueva instrucción de par de torsión del DFIG 2 de acuerdo con la nueva realimentación de velocidad de rotación. Por lo tanto, se puede determinar un nuevo margen de voltaje de enlace de CC del convertidor 3 en base a la nueva realimentación de velocidad de rotación del rotor 21 y la nueva instrucción de par de torsión. A continuación, en el bloque B84 se puede determinar una nueva consigna de voltaje de enlace de Cc del convertidor 3.

[0064] El procedimiento para controlar el sistema de generación eólico 100 de la presente divulgación puede ampliar un intervalo de voltaje del convertidor 3 incrementando el voltaje de enlace de CC del convertidor 3 y/o reducir el voltaje de red Vgrid incrementando la proporción de transformación del transformador de cambio de tomas bajo carga 7, reduciéndose así la velocidad de rotación de conexión Wcutin del rotor 21 del DFIG 2 para capturar más potencia eólica y reducir la banda muerta entre la parada y la reconexión de la turbina eólica 1 debido al hecho de alta turbulencia en condiciones de baja velocidad del viento.

[0065] Mientras que las acciones de los procedimientos para controlar el sistema de generación eólico 100 de acuerdo con los modos de realización de la presente divulgación se ilustran como bloques funcionales, el orden de los bloques y la separación de las acciones entre los diversos bloques mostrados en las FIGS. 8-9 no pretenden ser limitantes. Por ejemplo, los bloques se pueden realizar en un orden diferente y una acción asociada a un bloque se puede combinar con uno o más de otros bloques o se puede subdividir en varios bloques. Si bien la divulgación se ha ilustrado y descrito en modos de realización típicos, no se pretende que se limite a los detalles mostrados, ya que se pueden realizar diversas modificaciones y sustituciones sin apartarse de manera alguna del alcance de la presente invención tal como se define en las siguientes reivindicaciones.

Claims

REIVINDICACIONES

1. Un procedimiento para controlar un sistema de generación eólico (100), en el que el sistema de generación eólico (100) comprende una turbina eólica (1) para generar potencia mecánica, un generador de inducción doblemente alimentado (2) para convertir la potencia mecánica en potencia eléctrica, y un convertidor (3) para convertir la potencia eléctrica en una potencia eléctrica deseada para suministrar a una red eléctrica (6), comprendiendo el convertidor (3) un convertidor de lado de rotor (31), un convertidor de lado de línea (32) y un enlace de CC (33) para conectar el convertidor de lado de rotor (31) y el convertidor de lado de línea (32), comprendiendo el procedimiento:

calcular una velocidad de rotación de conexión dinámica (Wcutin dyn) del rotor (21);

determinar un margen de voltaje de enlace de CC (33) del convertidor cuando una realimentación de velocidad de rotación medida de un rotor (21) del generador (2) es menor que una velocidad de rotación de conexión original del rotor (21), en el que la velocidad de rotación de conexión original del rotor (21) comprende una velocidad umbral inferior predeterminada para generar potencia a partir de la turbina eólica (1);

determinar una consigna de voltaje de enlace de CC (33) del convertidor (2) en base al margen de voltaje de enlace de CC determinado; y

controlar el convertidor (3) en base a la consigna de voltaje de enlace de CC (33) determinado para reducir una velocidad de rotación de conexión del rotor (21) eligiendo la velocidad de rotación de conexión dinámica (Wcutin dyn) del rotor (21) como la velocidad de rotación de conexión (Wcutin) del rotor (21).

2. El procedimiento de la reivindicación 1, que comprende además:

generar una instrucción de par de torsión del generador (2) de acuerdo con la realimentación de velocidad de rotación cuando la realimentación de velocidad de rotación alcanza la velocidad de rotación de conexión dinámica del rotor; y

determinar el margen de voltaje de enlace de CC (33) en base a la realimentación de velocidad de rotación del rotor y la instrucción de par de torsión.

3. El procedimiento de la reivindicación 2, en el que calcular la velocidad de rotación de conexión dinámica del rotor (21) comprende:

determinar un margen de velocidad de rotación del rotor (21); y

restar el margen de velocidad de rotación del rotor a la velocidad de rotación de conexión original del rotor para obtener la velocidad de rotación de conexión dinámica del rotor.

4. El procedimiento de la reivindicación 3, en el que determinar el margen de velocidad de rotación del rotor (21) comprende:

calcular una estimación de voltaje de rotor en base a una velocidad de rotación de conexión dinámica calculada del rotor (21), un voltaje de red de la red eléctrica, una instrucción de potencia reactiva distribuida a la turbina eólica y una potencia activa objetivo del generador a partir de una primera tabla de consulta de acuerdo con la velocidad de rotación de conexión dinámica calculada del rotor; limitar la estimación de voltaje de rotor calculada a un intervalo de un máximo voltaje de rotor y un mínimo voltaje de rotor;

calcular un requisito de voltaje de enlace de CC (33) del convertidor en base a una estimación de voltaje de rotor limitada;

determinar un máximo voltaje de enlace de CC objetivo del convertidor a partir de una segunda tabla de consulta de acuerdo con la instrucción de potencia reactiva y la potencia activa objetivo; y obtener el margen de velocidad de rotación del rotor en base al requisito de voltaje de enlace de CC calculado y al máximo voltaje de enlace de CC (33) objetivo determinado.

5. El procedimiento de la reivindicación 4, en el que obtener el margen de velocidad de rotación del rotor (21) comprende:

restar el requisito de voltaje de enlace de CC (33) al máximo voltaje de enlace de CC objetivo para obtener una estimación de margen de voltaje de enlace de CC;

comparar una realimentación de voltaje de rotor con el máximo voltaje de rotor;

limitar la estimación de margen de voltaje de enlace de CC en base a un resultado comparativo; y obtener el margen de velocidad de rotación del rotor (21) en base a una estimación de margen de voltaje de enlace de CC limitada.

6. El procedimiento de la reivindicación 4 o 5, que comprende además:

calcular una potencia activa de salida del generador (2) en base a la realimentación de velocidad de rotación del rotor (21) y la instrucción de par de torsión; y

usar la potencia activa de salida calculada del generador (2) y una instrucción de potencia reactiva distribuida a la turbina eólica (1) desde una tercera tabla de consulta (422) para determinar el margen de voltaje de enlace de CC (33).

7. El procedimiento de cualquier reivindicación precedente, en el que determinar la consigna de voltaje de enlace de CC (33) del convertidor comprende:

sumar el margen de voltaje de enlace de CC determinado a un máximo voltaje de enlace de CC original del convertidor (3) a la velocidad de rotación de conexión original del rotor (21) para generar un máximo voltaje de enlace de CC sumado; y

determinar la consigna de voltaje de enlace de CC (33) del convertidor (3) en base al máximo voltaje de enlace de CC sumado, un índice de modulación de lado de rotor y una consigna de índice de modulación.

8. El procedimiento de cualquiera de las reivindicaciones 1 a 5 y 7, en el que el margen de voltaje de enlace de CC (33) del convertidor (3) se determina restando un requisito de voltaje de enlace de CC (V^dcreq) a un máximo voltaje de enlace de CC objetivo (V^tdcmax).

9. Un sistema de generación eólico (100), que comprende:

una turbina eólica (1) para generar potencia mecánica;

un generador de inducción doblemente alimentado (2) para convertir la potencia mecánica en potencia eléctrica;

un convertidor (3) para convertir la potencia eléctrica en una potencia eléctrica deseada para suministrar a una red eléctrica (6), comprendiendo el convertidor (3) un convertidor de lado de rotor (31), un convertidor de lado de línea (32) y un enlace de CC (33) para conectar el convertidor de lado de rotor (31) y el convertidor de lado de línea (32), y

un controlador (4) configurado para

calcular una velocidad de rotación de conexión dinámica (W^{cutin dyn}) del rotor (21); determinar un margen de voltaje de enlace de CC (33) del convertidor (3) cuando una realimentación de velocidad de rotación medida de un rotor (21) del generador (2) es menor que una velocidad de rotación de conexión original del rotor (21) que comprende una velocidad umbral inferior predeterminada para generar potencia a partir de la turbina eólica (1);

determinar una consigna de voltaje de enlace de CC del convertidor (3) en base al margen de voltaje de enlace de CC determinado; y

controlar el convertidor en base a la consigna de voltaje de enlace de CC determinado para reducir una velocidad de rotación de conexión del rotor (21) eligiendo la velocidad de rotación de conexión dinámica (W^{cutin dyn}) del rotor (21) como la velocidad de rotación de conexión (W^cutin) del rotor (21).

10. El sistema de generación eólico (100) de la reivindicación 9, en el que el controlador (4) comprende:

un módulo de cálculo de velocidad de rotación para calcular la velocidad de rotación de conexión dinámica del rotor (21);

una unidad de control de turbina (41) para enviar una señal de solicitud de ejecución a una unidad de control de convertidor cuando la realimentación de velocidad de rotación alcanza la velocidad de rotación de conexión dinámica del rotor y generar una instrucción de par de torsión del generador (2) de acuerdo con la realimentación de velocidad de rotación; y

la unidad de control de convertidor (42) para determinar el margen de voltaje de enlace de CC (33) en base a la realimentación de velocidad de rotación del rotor (21) y la instrucción de par de torsión.

11. El sistema de generación eólico (100) de la reivindicación 9, en el que el módulo de cálculo de velocidad de rotación está configurado para determinar un margen de velocidad de rotación del rotor (21) y restar el margen de velocidad de rotación del rotor (21) a la velocidad de rotación de conexión original del rotor para obtener la velocidad de rotación de conexión dinámica del rotor.

12. El sistema de generación eólico (100) de la reivindicación 10 o la reivindicación 11, en el que el módulo de cálculo de velocidad de rotación está configurado para:

calcular una estimación de voltaje de rotor en base a una velocidad de rotación de conexión dinámica calculada del rotor (21), un voltaje de red de la red eléctrica (6), una instrucción de potencia reactiva distribuida a la turbina eólica (1) y una potencia activa objetivo del generador a partir de una primera tabla de consulta de acuerdo con la velocidad de rotación de conexión dinámica calculada del rotor; limitar la estimación de voltaje de rotor calculada a un intervalo de un máximo voltaje de rotor y un mínimo voltaje de rotor;

determinar un máximo voltaje de enlace de CC objetivo del convertidor a partir de una segunda tabla de consulta de acuerdo con la instrucción de potencia reactiva y la potencia activa objetivo; y obtener el margen de velocidad de rotación del rotor (21) en base al requisito de voltaje de enlace de CC calculado y al máximo voltaje de enlace de CC objetivo determinado.

13. El sistema de generación eólico (100) de cualquiera de las reivindicaciones 9 a 12, en el que el módulo de cálculo de velocidad de rotación está configurado para:

14. El sistema de generación eólico (100) de cualquiera de las reivindicaciones 10 a 13, en el que el módulo de cálculo de velocidad de rotación está dispuesto en la unidad de control de turbina (41), o en el que el módulo de cálculo de velocidad de rotación está dispuesto en la unidad de control de convertidor (42) y la unidad de control de convertidor envía la velocidad de rotación de conexión dinámica del rotor de nuevo a la unidad de control de turbina.

15. El sistema de generación eólico (100) de cualquiera de las reivindicaciones 12 a 14, en el que la unidad de control de convertidor (42) está configurada para calcular una potencia activa de salida del generador (2) en base a la realimentación de velocidad de rotación del rotor (21) y la instrucción de par de torsión, y usar la potencia activa de salida calculada del generador (2) y una instrucción de potencia reactiva distribuida a la turbina eólica (1) desde una tercera tabla de consulta (422) para determinar el margen de voltaje de enlace de CC (33).