ES2986193T3 - Método y aparato de supresión subsíncrona y controlador para convertidor - Google Patents
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Abstract
Se describen un método y un aparato de supresión de oscilación subsincrónica, y un controlador para un convertidor, utilizado para controlar un convertidor. El método comprende: adquirir la magnitud de fluctuación de potencia generada por la oscilación subsincrónica de un sistema de transmisión de potencia; obtener un parámetro de compensación de una corriente de ajuste del eje activo según la magnitud de la fluctuación de potencia; controlar el convertidor para suprimir la oscilación subsincrónica según el parámetro de compensación de la corriente de ajuste del eje activo. Al obtener el componente de fluctuación de potencia en la red eléctrica y amortiguar el componente de fluctuación, se puede suprimir la oscilación subsincrónica. Específicamente, dado que un dispositivo electrónico de potencia se controla mediante señales de conmutación obtenidas mediante el control en serie de la corriente de ajuste del eje activo y la corriente real, se puede obtener el parámetro de compensación de la corriente de ajuste del eje activo según la magnitud de la fluctuación de potencia y, después de compensar la corriente de ajuste del eje activo, se controla el convertidor para suprimir la oscilación subsincrónica. (Traducción automática con Google Translate, sin valor legal)
Description
DESCRIPCIÓN
Método y aparato de supresión subsíncrona y controlador para convertidor
Campo
La presente divulgación se refiere al campo técnico de la transmisión de potencia y, en particular, a un método, y a un dispositivo de supresión de oscilación subsíncrona y a un controlador para un convertidor.
Antecedentes
Con los sistemas de generación de potencia de energía nueva centralizados y a gran escala (por ejemplo, generación de potencia fotovoltaica, la generación de potencia eólica y así sucesivamente, especialmente la aplicación de turbinas eólicas de corriente variable de potencia total), han surgido nuevos problemas en la red eléctrica cuando los generadores a gran escala conectados a la red operan en muchas regiones. Los nuevos problemas de red incluyen principalmente: armónicos de bajo orden que superan un límite; fluctuaciones de frecuencia que son graves, que con frecuencia un equipo de supervisión de una subestación elevadora notifica una advertencia de superación del límite de frecuencia y que se produce un fenómeno estroboscópico que puede ser distinguido por el ojo humano en una lámpara fluorescente de iluminación en una central eléctrica.
En un generador de potencia convencional conectado a la red, el dispositivo electrónico de potencia generalmente se controla de la siguiente manera: en un lado de generador, se adopta un control orientado al campo basado en un enlace de flujo virtual para realizar un control de par y de desacoplamiento magnético débil; en un lado de la red, se adopta un control orientado a la tensión de red para realizar controles de desacoplamiento activo y reactivo. Como se muestra en la Figura 1, las corrientes trifásicas1 / 1 / 1en el lado del generador en un sistema de<coordenadas abc se transforman en corrientes>L/i p<en un sistema de coordenadas or/3 mediante una>transformada de Clark y, a continuación, las corrientes se transforman en corrienteslp / 1en un ejedqa través de una transformada de Park. Las corrientes de error se obtienen restando una corriente de par real1Qy una corriente magnética real1 ,<u>d<o>el<i>ajjuostec udec<u>co<u>r<iu>ri<o>e<i>n<n>t<o>eudecpcauri j_ ]y<u>d<c>e<i>l ajjuostiec udce<v>c<v>o<i>rr<i>iec iniutec imi<ic>a<x>g<y i>nética<u>d<c>é<u>b<n>ilj 1l ^ g e n 'respectivamente, y a continuación, dichas corrientes fluyen a través de controladores Pl (proporcional integral) de
realiza una transformada inversa de Park y un cálculo de SVPWM en las mismas para obtener señales de conmutaciónS / S / S wque se emiten a un módulo de potencia rectificador en el lado del generador, para implementar un ajuste de corriente de bucle cerrado. El rectificador en el lado del generador convierte la salida de potencia de CA (corriente alterna) del generador en potencia de CC (corriente continua) y la suministra a un bus de CC.
Las corrientes trifásicasl 1 b , 1en el lado de la red en un sistema de coordenadas abe se transforman en<'>c
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implementar un ajuste de corriente de bucle cerrado. El inversor en el lado de la red convierte la potencia de CC en el bus de CC en potencia de CA y la suministra a la red. El ajuste de corriente activai *es una salida de un controlador de tensión del bus de CC, es decir, una diferencia, que se encuentra entre un ajuste de tensión de busü ITcc*y una tensión de bus realâc c , es procesada por el controlador Pl para obtener el valor de ajuste de corriente activa y el ajuste de corriente reactiva es una salida de un controlador reactivo, es decir, una diferencia, que está entre un
<ajuste de potencia reactiva>Q<y una potencia reactiva real Q_red, es procesada por el controlador Pl para obtener el>ajuste de corriente reactival q
El método de control convencional puede funcionar normalmente en condiciones de tensión normal en el lado de la red. En caso de que pueda producirse una oscilación subsíncrona al aumentar el número de generadores, sin embargo, se puede provocar una fluctuación de tensión en el lado de la red, lo que a su vez puede provocar una fluctuación de potencia en el lado de la red. La fluctuación de potencia en el lado de la red provoca a su vez una fluctuación de tensión en un lado de CC. Dado que se usa una tensión de suministro en el lado de CC que se procesa a través de un controlador de tensión de bus como ajuste de corriente para un eje activo para controlar un dispositivo electrónico de potencia. Cuando fluctúa un valor de tensión real del bus de CC, el ajuste de corriente para el eje activo también puede fluctuar, produciéndose así la no convergencia de fluctuaciones en el dispositivo electrónico de potencia y la no supresión de la oscilación subsíncrona. Por lo tanto, un gran número de turbinas eólicas pueden desconectarse de la red y, en consecuencia, puede inducirse una actuación del dispositivo de protección subsíncrona de otras unidades generadoras adyacentes a las mismas cuando se produce la oscilación subsíncrona, dado que un componente de control del dispositivo electrónico de potencia convencional carece de una función de supresión de la potencia de la oscilación subsíncrona. Esto puede provocar que los generadores se disparen, lo que es una grave amenaza para la seguridad de la red.
El estado de la técnica pertinente relativo al tratamiento de oscilaciones subsíncronas se puede encontrar en los siguientes documentos. US 2014/032000 A1 (CHANDRASHEKHARA DIVYA KURTHAKOTI [US] Y COL.) 30 de enero de 2014 (2014-01-30); EP2 317 134A2 (GEN ELECTRIC [US]) 4 de mayo de 2011 (04-05-2011); WO 2013/004252 A2 (VESTAS WIND SYS AS [DK]) 10 de enero de 2013 (10-01-2013); EP 2865889 A1 (SIEMENS AG [DE]) 29 de abril de 2015 (2015-04-29); WO 2010/069456 A2 (BOSCH GMBH ROBERT [DE]; SCHINDELE LOTHAR [DE] Y COL.) 24 de junio de 2010 (2010-06-24); US 2013/176751 A1 (OLEA ENEKO [ES] Y COL.) 11 de julio de 2013 (2013-07-11)
Sumario
El objetivo de la presente divulgación es suprimir una oscilación subsíncrona de una red.
De acuerdo con un primer aspecto de la presente divulgación, se proporciona un método de supresión de oscilación subsíncrona para controlar un convertidor de acuerdo con la reivindicación 1.
De acuerdo con un segundo aspecto de la presente divulgación, se proporciona un dispositivo de supresión de oscilación subsíncrona para controlar un convertidor de acuerdo con la reivindicación 5.
De acuerdo con un tercer aspecto de la presente divulgación, se proporciona un controlador para un convertidor provisto del dispositivo de supresión de oscilación subsíncrona descrito anteriormente en una realización de la presente divulgación.
Para el método y el dispositivo de supresión de oscilación subsíncrona, así como el controlador para el convertidor que incluye el mismo de acuerdo con las realizaciones de la presente divulgación, se adquiere un componente de fluctuación de energía eléctrica generado por una oscilación subsíncrona de un sistema de transmisión de potencia (tal como una red), y se adquiere un parámetro de compensación de un ajuste de corriente para un eje activo de acuerdo con el componente de fluctuación de energía eléctrica. El convertidor está controlado por una señal de conmutación, que se obtiene a través de una serie de controles basados en el ajuste de corriente para el eje activo y la corriente real. Por lo tanto, el parámetro de compensación del ajuste de corriente para el eje activo se puede obtener de acuerdo con el parámetro de fluctuación de energía eléctrica y el convertidor se controla realizando una compensación en el ajuste de corriente para el eje activo, suprimiendo de ese modo las oscilaciones subsíncronas.
Breve descripción de los dibujos
La Figura 1 es un diagrama de bloques que muestra el control de un convertidor en la técnica convencional;
la Figura 2 es un diagrama esquemático que muestra un método para suprimir una oscilación subsíncrona de acuerdo con una realización de la presente divulgación;
la Figura 3 es un diagrama esquemático que muestra un método para suprimir una oscilación subsíncrona de acuerdo con otra realización de la presente divulgación;
la Figura 4 es un diagrama de bloques que muestra un control de un convertidor en un método de supresión de oscilación subsíncrona de acuerdo con una realización de la presente divulgación;
la Figura 5 es un diagrama esquemático de un método para adquirir un parámetro de fluctuación de energía eléctrica en un método de supresión de oscilación subsíncrona de acuerdo con una realización de la presente divulgación;
la Figura 6 es un diagrama de bloques que muestra un control de un convertidor en un método de supresión de oscilación subsíncrona de acuerdo con otra realización de la presente divulgación;
la Figura 7 es un diagrama esquemático de otro método para adquirir un parámetro de fluctuación de energía eléctrica en un método de supresión de oscilación subsíncrona de acuerdo con una realización de la presente divulgación;
la Figura 8 es un diagrama de bloques que muestra un control de un convertidor en un método de supresión de oscilación subsíncrona de acuerdo con otra realización de la presente divulgación;
la Figura 9 es un diagrama esquemático de otro método para adquirir un parámetro de fluctuación de energía eléctrica en un método de supresión de oscilación subsíncrona de acuerdo con una realización de la presente divulgación;
la Figura 10 es un diagrama de bloques que muestra un control de un convertidor en un método de supresión de oscilación subsíncrona de acuerdo con otra realización de la presente divulgación;
la Figura 11 es un diagrama de simulación que muestra un efecto de supresión de tensión en un lado de la red en una oscilación subsíncrona de acuerdo con una realización de la presente divulgación;
la Figura 12 es un diagrama de simulación que muestra un efecto de supresión de potencia activa en un lado de la red en una oscilación subsíncrona de acuerdo con una realización de la presente divulgación;
la Figura 13 es un diagrama de simulación que muestra un efecto de supresión de potencia reactiva en un lado de la red en una oscilación subsíncrona de acuerdo con una realización de la presente divulgación; y
la Figura 14 es un diagrama esquemático que muestra un dispositivo de supresión de oscilación subsíncrona de acuerdo con una realización de la presente divulgación.
Descripción detallada
En lo sucesivo, se describirán las soluciones técnicas de la presente divulgación de manera clara y exhaustiva junto con los dibujos. Aparentemente, las realizaciones descritas son parte, en lugar de todas, de las realizaciones de la presente divulgación.
Los dispositivos electrónicos de potencia conectados a la red de los generadores generalmente se controlan de la siguiente manera: en un lado del generador, se adopta un control orientado al campo basado en un enlace de flujo virtual para realizar controles de par y de desacoplamiento magnético débil; en un lado de la red, se adopta un control orientado a la tensión de red para realizar controles de desacoplamiento activo y reactivo.
Las corrientes trifásicas en el lado del generador se transforman en corrientes en un sistema de coordenadasa¡3mediante una transformada de Clark y, a continuación, las corrientes se transforman en una corriente de par y en una corriente magnética débil en el ejedqa través de una transformada de Park. Las corrientes de error se obtienen restando una corriente de par real y una corriente magnética real del ajuste de corriente de par y del ajuste de corriente magnética débil, respectivamente, y a continuación, dichas corrientes fluyen a través de controladores PI (Proporcional integral) de corriente para añadir términos de acoplamiento para el ejedqpara obtener tensiones de referencia. Se realizan un cálculo de Park y de SVPWM en el mismo para obtener señales de conmutación, que se emiten a un dispositivo de conversión de electrónica de potencia, tal como un rectificador, en el lado del generador, para implementar un ajuste de corriente de bucle cerrado. El rectificador en el lado del generador está configurado para convertir la salida de potencia de CA del generador en potencia de CC y suministrarla a un bus de CC.
Las corrientes trifásicas en el lado de la red se transforman en corrientes en un sistema de coordenadasa¡3mediante una transformada de Clark y, a continuación, las corrientes se transforman en una corriente activa y en una corriente reactiva en un ejedqa través de una transformada de Park. Las corrientes de error se obtienen restando la corriente activa y la corriente reactiva de un ajuste de corriente activa y un ajuste de corriente reactiva, respectivamente, y, a continuación, dichas corrientes fluyen a través de controladores PI (integral proporcional) de corriente para añadir términos de acoplamiento para el ejedqpara obtener tensiones de referencia. Se realiza una transformada de Park y un cálculo de SVPWM en las mismas para obtener señales de conmutación, que se emiten a un módulo de potencia inversor en el lado de la red para implementar un ajuste de bucle cerrado en la corriente. El inversor en el lado de la red convierte la potencia de CC en el bus de CC en potencia de CA y la suministra a la red. El ajuste de corriente activa es una salida de un controlador de tensión real del bus de CC, es decir, una diferencia, que se encuentra entre un ajuste de tensión de bus y una tensión de bus real, es procesada por el controlador PI para obtener el ajuste de corriente activa; y el ajuste de corriente reactiva es una salida de un controlador reactivo, es decir, una diferencia, que está entre una potencia reactiva de ajuste y una potencia reactiva real, es procesada por el controlador PI para obtener el ajuste de corriente reactiva.
Para la transmisión de potencia de energía nueva, especialmente cuando la generación a partir de una fuente de energía nueva se conecta a la red en una escala conectada a la red, tal como un sistema de generación de potencia eólica conectado a la red o un sistema de generación de potencia fotovoltaica conectado a la red, se puede generar un componente de oscilación subsíncrona, produciendo una fluctuación de tensión en el lado de la red, lo que a su vez puede provocar una fluctuación de potencia en el lado de la red. La fluctuación de potencia en el lado de la red provoca a su vez una fluctuación de tensión en un lado de CC. Dado que se usa una tensión de suministro en el lado de CC que se procesa a través de un controlador de tensión de bus como ajuste de corriente para un eje activo para controlar un dispositivo electrónico de potencia. Cuando fluctúa un valor de tensión real del bus de CC, el ajuste de corriente para el eje activo también puede fluctuar, produciéndose así la no convergencia de fluctuaciones en el dispositivo electrónico de potencia y la no supresión de la oscilación subsíncrona. El método de supresión de oscilación subsíncrona de acuerdo con esta realización es para mejorar pertinentemente una amortiguación de la oscilación subsíncrona de los dispositivos electrónicos de potencia después de adquirir fluctuaciones de energía eléctrica generadas por la oscilación. Específicamente, se proporciona un método de supresión de un componente subsíncrono de acuerdo con la realización. Como se muestra en la Figura 1, el método incluye las siguientes etapas S11 a S13.
En S11, se adquiere un parámetro de fluctuación de energía eléctrica generado por la oscilación subsíncrona del sistema de transmisión de potencia. Específicamente, la oscilación subsíncrona provoca una fluctuación de energía eléctrica en la red, por ejemplo, una fluctuación de tensión y una fluctuación de corriente en la red. Tal fluctuación puede a su vez provocar una fluctuación de potencia. En esta realización, se puede adquirir un parámetro de fluctuación de tensión en la red, y se puede adquirir el parámetro de fluctuación de corriente o el parámetro de fluctuación de potencia. Específicamente, la magnitud, frecuencia y similares de la fluctuación de energía eléctrica se pueden incluir en el parámetro de fluctuación de energía eléctrica adquirido.
En S12, se adquiere un parámetro de compensación de un ajuste de corriente para un eje activo de acuerdo con el parámetro de fluctuación de energía eléctrica. En una realización específica, la oscilación subsíncrona puede suprimirse amortiguando fuertemente el componente de fluctuación después de haberse adquirido el parámetro de fluctuación de energía eléctrica. Específicamente, dado que el dispositivo electrónico de potencia está controlado por una señal de conmutación que se obtiene mediante una serie de controles en el ajuste de corriente para el eje activo y la corriente real, el parámetro de compensación del ajuste de corriente para el eje activo se puede obtener de acuerdo con el parámetro de fluctuación de energía eléctrica, para compensar el ajuste de corriente para el eje activo.
En S13, el convertidor se controla para suprimir la oscilación subsíncrona de acuerdo con el parámetro de compensación del ajuste de corriente para el eje activo. En una realización específica, una corriente de error que se obtiene restando la corriente activa real del ajuste de corriente activa después de compensar el ajuste de corriente activa, dicha corriente de error fluye a través de un controlador PI de corriente para añadir un término de acoplamiento en el ejedq,para obtener una tensión de referencia. Se realiza una transformada de Park y un cálculo de SVPWM en la misma para obtener una señal de conmutación que se emite a un módulo de potencia inversor en el lado de la red para realizar un ajuste de corriente de bucle cerrado. Se puede añadir un control del parámetro de fluctuación de energía eléctrica al control del dispositivo electrónico de potencia, y el parámetro de compensación del ajuste de corriente para el eje activo generado basándose en el parámetro de fluctuación de energía eléctrica puede tener la misma magnitud y frecuencia que las del componente de oscilación subsíncrona, y tener una fase de diferencia de 180° en comparación con el componente de oscilación subsíncrona. Tal parámetro de fluctuación puede compensar la influencia del componente subsíncrono en la configuración de corriente para el eje activo, de tal manera que el dispositivo electrónico de potencia se puede controlar para suprimir la oscilación subsíncrona.
Dado que la oscilación subsíncrona provoca la fluctuación de energía eléctrica en la red, tal como la fluctuación de tensión y la fluctuación de corriente en la red, lo que a su vez puede provocar la fluctuación de potencia, se puede suprimir la oscilación subsíncrona adquiriendo el componente de fluctuación de energía eléctrica en la red y amortiguando el componente de fluctuación de acuerdo con esta realización. Específicamente, dado que el dispositivo electrónico de potencia está controlado por una señal de conmutación que se obtiene mediante una serie de controles en el ajuste de corriente para el eje activo y la corriente real, el parámetro de compensación del ajuste de corriente para el eje activo se puede obtener de acuerdo con el parámetro de fluctuación de energía eléctrica. Después de compensar el ajuste de corriente para el eje activo, se controla el convertidor para suprimir la oscilación subsíncrona.
Debido a la influencia de la oscilación subsíncrona en el ajuste de corriente para el eje activo, el ajuste de corriente para el eje activo debería compensarse para eliminar la influencia de la oscilación subsíncrona en el ajuste de corriente para el eje activo, para corregir una señal de control del dispositivo electrónico de potencia, suprimiendo de ese modo la oscilación subsíncrona. Dado que la compensación se realiza en el ajuste de corriente para el eje activo, el parámetro de fluctuación de energía eléctrica puede ser un parámetro de fluctuación de corriente. El ajuste de corriente para el eje activo se puede compensar directamente después de obtener un parámetro de fluctuación de eje activo. Como alternativa, el ajuste de corriente para el eje activo se puede compensar multiplicando el parámetro de fluctuación de corriente por un primer coeficiente preestablecido de acuerdo con la situación real. Además, se proporciona un método de supresión de oscilación subsíncrona de acuerdo con una realización de la presente divulgación. Como se muestra en la Figura 3 y en la Figura 4, el método puede incluir las siguientes etapas S21 a S23.
En S21, se adquiere un parámetro de fluctuación de corriente generado por la oscilación subsíncrona del sistema de transmisión de potencia. La oscilación subsíncrona tiene una mayor influencia en el lado de la red y tiene menos influencia en el lado del generador, en especial, tiene menos influencia en la turbina eólica, dado que la oscilación subsíncrona se produce en el lado de la red. Por lo tanto, se puede despreciar una fluctuación de una potencia de salida en el lado del generador. Cuando se adquiere el parámetro de fluctuación de energía eléctrica generado por la oscilación subsíncrona del sistema de transmisión de potencia, se calcula una diferencia entre una potencia de salida real P_red en el lado de la red y un valor de ajuste de potencia P_gen en el lado del generador como un parámetro de fluctuación de potencia generado por la oscilación subsíncrona después de adquirir la potencia de salida real P_red en el lado de la red y el valor de ajuste de potencia P_gen en el lado del generador, respectivamente. La oscilación subsíncrona tiene una mayor influencia en el lado de la red y tiene menos influencia en el lado del generador, en especial, tiene menos influencia en la turbina eólica, dado que la oscilación subsíncrona se produce en el lado de la red. Por lo tanto, se puede despreciar la fluctuación de la potencia de salida en el lado del generador. Por lo tanto, la fluctuación se puede calcular basándose en la potencia de salida real P_red en el lado de la red y en el valor de ajuste de potencia P_gen en el lado del generador. La oscilación subsíncrona tiene una mayor influencia en el lado de la red y tiene menos influencia en el lado del generador, en especial, tiene menos influencia en la turbina eólica, dado que la oscilación subsíncrona se produce en el lado de la red. Por lo tanto, se puede despreciar una fluctuación de una potencia de salida en el lado del generador. Cuando se adquiere el parámetro de fluctuación de energía eléctrica generado por la oscilación subsíncrona del sistema de transmisión de potencia, se calcula una diferencia entre una potencia de salida real en el lado de la red y un valor de ajuste de potencia P_gen en el lado del generador como un parámetro de fluctuación de potencia, que es para calcular el parámetro de fluctuación de corriente y se genera por la oscilación subsíncrona después de adquirir la potencia de salida real en el lado de la red y el valor de ajuste de potencia P_gen en el lado del generador, respectivamente. Se calcula un parámetro de fluctuación de potencia activa como sigue. Después de adquirir la potencia de salida real P_red en el lado de la red y el valor de ajuste de potencia P_gen en el lado del generador, respectivamente, se calcula la diferencia entre la potencia de salida real P_red en el lado de la red y el valor de ajuste de potencia P_gen en el lado del generador, y dicha diferencia es el parámetro de fluctuación de potencia activa generado por la oscilación subsíncrona. A continuación, se obtiene el parámetro de fluctuación de corriente dividiendo el parámetro de fluctuación de potencia activa por un componente de eje activo Ed de una tensión en el lado de la red o por un valor de tensión real Ucc componente de un bus de CC.
En S22, se adquiere un parámetro de compensación del ajuste de corriente para el eje activo de acuerdo con el parámetro de fluctuación actual. Los detalles de esta etapa pueden hacer referencia a la descripción de adquirir el parámetro de compensación del ajuste de corriente para el eje activo en la etapa S12 de la realización anterior.
En S23, el convertidor se controla para suprimir la oscilación subsíncrona de acuerdo con el parámetro de compensación del ajuste de corriente para el eje activo. Los detalles de esta etapa pueden hacer referencia a la descripción del control del convertidor para suprimir la oscilación subsíncrona en la etapa S13 de la realización anterior.
Dado que la oscilación subsíncrona es complicada, la cantidad de compensación puede ser insuficiente usando el parámetro de fluctuación de corriente calculado directamente para compensar el ajuste de corriente para el eje activo, resultando en un pobre efecto de supresión. En una realización alternativa, el parámetro de fluctuación de corriente se puede magnificar K veces, en donde un valor de K puede ser cualquier valor de 1 a 5. El ajuste de corriente para el eje activo se compensa después de que el parámetro de fluctuación de corriente se magnifique K veces.
Dado que el lado del generador puede proporcionar inercia adicional para el bus de CC, un ajuste de corriente para el eje activo en el lado de la red y un ajuste de corriente para el eje de par en el lado del generador se compensan simultáneamente, de modo que se pueda garantizar una red más estable. Después de adquirir el parámetro de fluctuación de corriente, se adquiere un parámetro de compensación del ajuste de corriente para el eje de par en el lado del generador multiplicando el parámetro de fluctuación de corriente por un segundo coeficiente preestablecido, es decir, magnificado K1 veces; y se adquiere un parámetro de compensación del ajuste de corriente para el eje activo en el lado de la red multiplicando el parámetro de fluctuación de corriente por un segundo coeficiente preestablecido, es decir, magnificado K2 veces. Los intervalos de valores de K1 y K2 pueden ser cualquier intervalo de valores de 1 a 5, y el valor específico se puede determinar de acuerdo con las condiciones reales. Además de utilizar los dispositivos electrónicos de potencia en el lado de la red para suprimir la oscilación subsíncrona, los dispositivos electrónicos de potencia en el lado del generador además se utilizan para estabilizar el valor de tensión real Ucc del bus de CC y aumentar la inercia en el bus de CC, proporcionando de ese modo un enlace de inercia adicional para el lado de la red que está a favor de una operación estable de la red.
El parámetro de fluctuación de energía eléctrica puede incluir un parámetro de fluctuación de potencia. La oscilación subsíncrona tiene una mayor influencia en el lado de la red y tiene menos influencia en el lado del generador, en especial, tiene menos influencia en la turbina eólica, dado que la oscilación subsíncrona se produce en el lado de la red. Por lo tanto, se puede despreciar una fluctuación de una potencia de salida en el lado del generador. Cuando se adquiere el parámetro de fluctuación de energía eléctrica generado por la oscilación subsíncrona del sistema de transmisión de potencia, se calcula una diferencia entre una potencia de salida real en el lado de la red y un valor de ajuste de potencia en el lado del generador como un parámetro de fluctuación de potencia generado por la oscilación subsíncrona después de adquirir la potencia de salida real red en el lado de la red y el valor de ajuste de potencia en el lado del generador, respectivamente. El parámetro de fluctuación de potencia se puede adquirir directamente haciendo una resta entre las potencias de salida en el lado de la red y en el lado del generador. El parámetro de fluctuación de corriente del eje activo en el lado de la red se obtiene de acuerdo con el parámetro de fluctuación de potencia y un componente de eje activo de una tensión en el lado de la red. Después de obtener el parámetro de fluctuación de potencia, el parámetro de fluctuación de corriente del eje activo en el lado de la red también se puede obtener de acuerdo con el parámetro de fluctuación de potencia y el valor de tensión real del bus de CC.
Dado que la oscilación subsíncrona tiene influencia tanto en el lado de la red como en el lado de CC, el parámetro de fluctuación de corriente se puede obtener del lado de la red o del bus de CC. En la presente realización, se describe un ejemplo en el que el parámetro de fluctuación de corriente se adquiere desde el lado de la red. Específicamente, como se muestra en la Figura 5 y en la Figura 6, la adquisición del parámetro de fluctuación de corriente puede incluir las siguientes etapas S31 a S33.
En S31, se adquiere un valor de potencia de salida real en un lado de la red, un valor de ajuste de potencia en un lado del generador y un componente de eje activo de una tensión en el lado de la red, respectivamente. En una realización específica, las corrientes trifásicas en el lado del generador se transforman en corrientes en un sistema de coordenadasa¡3mediante una transformada de Clark y, a continuación, dichas corrientes se transforman en una corriente de par y en una corriente magnética débil en el ejedqa través de Park. Las corrientes de error, que se obtienen restando una corriente de par real y una corriente magnética real del ajuste de corriente de par y de la corriente magnética débil, respectivamente, son procesadas por los controladores PI (proporcional integral) de corriente para añadir términos de acoplamiento para un ejedq,para obtener una tensión de referencia. Se obtiene una potencia activa de salida real en el lado del generador basándose en la corriente de par y en la tensión de referencia. Las corrientes trifásicas en el lado de la red se transforman en corrientes en un sistema de coordenadasa¡3mediante una transformada de Clark y, a continuación, dichas corrientes se transforman en una corriente activa y en una corriente reactiva en un ejedqa través de una transformada de Park. Las corrientes de error, que se obtienen restando una corriente activa real y una corriente reactiva real de un ajuste de corriente activa y un ajuste de corriente reactiva, respectivamente, se procesan a través de controladores PI (proporcional integral) de corriente para añadir términos de acoplamiento en el ejedq,para obtener una tensión de referencia. La potencia activa de salida real en el lado de la red se obtiene basándose en la corriente activa y en la tensión de referencia.
En S32, se calcula una diferencia entre el valor de ajuste de potencia en el lado del generador y el valor de potencia de salida real en el lado de la red para obtener el parámetro de fluctuación de potencia. En una realización específica, la oscilación subsíncrona tiene una mayor influencia en el lado de la red y tiene menos influencia en el lado del generador, en especial, tiene menos influencia en la turbina eólica, dado que la oscilación subsíncrona se produce en el lado de la red. Por lo tanto, se puede despreciar una fluctuación de una potencia de salida en el lado del generador. La fluctuación de potencia se puede obtener directamente calculando una diferencia entre una potencia de salida real en el lado de la red y un valor de ajuste de potencia del generador. En esta realización, la fluctuación de potencia puede ser una fluctuación de potencia activa.
En S33, el parámetro de fluctuación de corriente se adquiere de acuerdo con la relación entre el parámetro de fluctuación de potencia y el componente de eje activo de la tensión en el lado de la red. En una realización específica, el parámetro de fluctuación de corriente se puede expresar mediante la siguiente fórmula:
Donde i indica el parámetro de fluctuación de corriente, P1 indica el parámetro de fluctuación de potencia y Ed es el parámetro de fluctuación de corriente del eje activo en el lado de la red.
Dado que el lado de CC también se puede ver influenciado por la oscilación subsíncrona, en una realización alternativa, el parámetro de fluctuación de corriente activa se puede obtener basándose en el parámetro de fluctuación de potencia y el valor de tensión real Ucc del bus de CC. Específicamente, como se muestra en la Figura 7 y en la Figura 8, el método puede incluir las siguientes etapas S41 a S43.
En S41, se obtiene un valor de potencia de salida real en un lado de la red, un valor de ajuste de potencia en un lado del generador y un valor de tensión real de un bus de CC, respectivamente. Los detalles de esta etapa se refieren a la descripción de la obtención de una potencia de salida real en el lado de la red y un valor de ajuste de potencia P_gen en el lado del generador en la etapa S31 de la realización anterior.
En S42, se calcula una diferencia entre el valor de ajuste de potencia en el lado del generador y el valor de potencia de salida real en el lado de la red para obtener el parámetro de fluctuación de potencia. Los detalles de esta etapa pueden hacer referencia a la descripción del cálculo del parámetro de fluctuación de potencia en S32 de la realización anterior.
En S43, se adquiere un parámetro de fluctuación de corriente del eje activo en el lado de la red de acuerdo con la relación entre el parámetro de fluctuación de potencia y el valor de tensión real del bus de CC. Los detalles de esta etapa pueden hacer referencia a la descripción del cálculo del parámetro de fluctuación de corriente en S33 de la realización anterior.
Dado que un condensador de soporte de CC está dispuesto en el lado de CC, la corriente que fluye a través del condensador de soporte de CC se obtiene realmente, después de restar la potencia en el lado del generador menos la potencia en el lado de la red y a continuación dividir el resultado divide por el valor de tensión real Ucc del bus de<c>C.<De acuerdo con la relación entre la tensión y la corriente del condensador:>
donde icap_cc indica una corriente del bus de CC, C indica una capacitancia del condensador de soporte de CC del bus de CC, y Ucc indica un valor de tensión real del bus de CC.
La corriente que fluye a través del condensador de soporte de CC es equivalente al diferencial del valor de tensión real Ucc del bus de CC. Dado que la oscilación subsíncrona que se produce en el lado de la red puede provocar que se produzca una oscilación subsíncrona en el lado de CC, el ajuste de corriente para el eje activo se puede compensar de acuerdo con un parámetro de fluctuación de corriente en el lado de CC. Específicamente, una oscilación en el lado de CC puede estar en forma de una diferencia de que el valor de tensión real del bus de CC es incoherente con el ajuste de tensión. Por lo tanto, se puede obtener el valor de tensión real del bus de CC; se puede calcular una diferencia entre el valor de tensión real del bus de CC y el valor de ajuste de tensión del bus de c C para obtener un parámetro de fluctuación de tensión del bus de CC. Se realiza una operación diferencial en el parámetro de fluctuación de tensión del bus de CC para obtener el parámetro de fluctuación de corriente en el lado de CC. Específicamente, una oscilación en el lado de CC puede estar en forma de una diferencia de que el valor de tensión real del bus de CC es incoherente con el ajuste de tensión. En una realización alternativa, el parámetro de fluctuación de corriente se puede calcular basándose en la corriente de salida en el lado de CC. Específicamente, como se muestra en la Figura 9 y en la Figura 10, el método puede incluir las siguientes etapas S51 a S53.
En S51, se adquiere un valor de tensión real de un bus de CC. En una realización específica, el valor de tensión real Ucc del bus de CC es una tensión de CC real Ucc en el bus de CC.
En S52, se calcula una diferencia entre el valor de tensión real del bus de CC y el valor de ajuste de tensión del bus de CC para obtener un parámetro de fluctuación de tensión del bus de CC. La oscilación en el lado de CC puede estar en forma de una diferencia de que el valor de tensión real del bus de CC es incoherente con el ajuste de tensión. Por lo tanto, el parámetro de fluctuación de tensión se puede obtener calculando la diferencia entre el valor de tensión real Ucc del bus de CC y el valor de ajuste de tensión Ucc* del bus de CC.
En S53, se realiza una operación diferencial en el parámetro de fluctuación de tensión del bus de CC para obtener el parámetro de fluctuación de corriente en el lado de CC.
Las Figuras 11-13 son diagramas de simulación que muestran efectos de supresión del método de supresión de oscilación subsíncrona de acuerdo con la realización de la presente divulgación. En la Figura 11, el área A1 muestra un diagrama de forma de onda de tensión en el lado de la red antes de implementar el método de supresión de oscilación subsíncrona de acuerdo con la presente realización, y el área B1 muestra un diagrama de forma de onda de tensión en el lado de la red después de implementar el método de supresión de oscilación subsíncrona de acuerdo con la presente realización. En la Figura 12, el área A2 muestra un diagrama de forma de onda de potencia activa en el lado de la red antes de implementar el método de supresión de oscilación subsíncrona de acuerdo con la presente realización, y el área B2 muestra un diagrama de forma de onda de potencia activa después de implementar el método de supresión de oscilación subsíncrona de acuerdo con la presente realización. En la Figura 13, el área A3 muestra un diagrama de forma de onda de potencia reactiva en el lado de la red antes de implementar el método de supresión de oscilación subsíncrona de acuerdo con la presente realización, y el área B3 muestra un diagrama de forma de onda de potencia reactiva después de implementar el método de supresión de oscilación subsíncrona de acuerdo con la presente realización. Se puede verse a partir del resultado de la comparación en las Figuras 11-13 que el método de supresión de oscilación subsíncrona de acuerdo con la presente realización puede suprimir la oscilación subsíncrona.
En una realización de la presente divulgación, además se proporciona un dispositivo de supresión de oscilación subsíncrona para controlar un convertidor. Como se muestra en la Figura 14, el dispositivo de supresión puede incluir: un módulo de adquisición 61, un módulo de generación de parámetros de compensación 62 y un módulo de control de retroalimentación 63.
El módulo de adquisición 61 está configurado para adquirir un parámetro de fluctuación de energía eléctrica generado por una oscilación subsíncrona de un sistema de transmisión de potencia.
El módulo de generación de parámetros de compensación 62 está configurado para generar un parámetro de compensación de un ajuste de corriente para un eje activo de acuerdo con el parámetro de fluctuación de energía eléctrica.
El módulo de control de realimentación 63 está configurado para controlar el convertidor para suprimir la oscilación subsíncrona de acuerdo con el parámetro de compensación del ajuste de corriente para el eje activo.
Dado que la oscilación subsíncrona provoca la fluctuación de energía eléctrica en la red, tal como la fluctuación de tensión y la fluctuación de corriente en la red, lo que a su vez puede provocar la fluctuación de potencia, se puede suprimir la oscilación subsíncrona adquiriendo el componente de fluctuación de energía eléctrica en la red y amortiguando el componente de fluctuación de acuerdo con esta realización. Específicamente, dado que el dispositivo electrónico de potencia está controlado por una señal de conmutación que se obtiene mediante una serie de controles en el ajuste de corriente para el eje activo y la corriente real, el parámetro de compensación del ajuste de corriente para el eje activo se puede obtener de acuerdo con el parámetro de fluctuación de energía eléctrica. Después de compensar el ajuste de corriente para el eje activo, se controla el convertidor para suprimir la oscilación subsíncrona.
Dado que la compensación se realiza en el ajuste de corriente para el eje activo, el parámetro de fluctuación de energía eléctrica puede ser un parámetro de fluctuación de corriente. El ajuste de corriente para el eje activo se puede compensar directamente después de obtener un parámetro de fluctuación de eje activo. El ajuste de corriente para el eje activo se compensa multiplicando el parámetro de fluctuación de corriente por un primer coeficiente preestablecido de acuerdo con la situación real.
En una realización alternativa, el parámetro de fluctuación de potencia es un parámetro de fluctuación de corriente; el ajuste de corriente para el eje activo incluye un ajuste de corriente para un eje activo en un lado de la red; el módulo de generación de parámetros de compensación incluye: una primera unidad de cálculo, configurada para multiplicar el parámetro de fluctuación de corriente por un primer coeficiente preestablecido para obtener el parámetro de compensación del ajuste de corriente para el eje activo.
De acuerdo con la invención, el ajuste de corriente para el eje activo incluye un ajuste de corriente para un eje de par en el lado del generador y un ajuste de corriente para un eje activo en el lado de la red. El módulo de generación de parámetros de compensación incluye: una segunda unidad de cálculo, configurada para multiplicar el parámetro de fluctuación de corriente por un segundo coeficiente preestablecido para obtener un parámetro de compensación del ajuste de corriente para el eje de par en el lado del generador; y una tercera unidad de cálculo, configurada para multiplicar el parámetro de fluctuación de corriente por un tercer coeficiente preestablecido para obtener un parámetro de compensación del ajuste de corriente para el eje activo en el lado de la red.
En una realización alternativa, el parámetro de fluctuación de corriente incluye un parámetro de fluctuación de corriente del eje activo en el lado de la red. El módulo de adquisición incluye una primera unidad de adquisición, configurada para adquirir un valor de potencia de salida real en el lado de la red, un valor de ajuste de potencia en el lado del generador y un componente de eje activo de una tensión en el lado de la red; una cuarta unidad de cálculo, configurada para calcular una diferencia entre el valor de ajuste de potencia en el lado del generador y el valor de potencia de salida real en el lado de la red para obtener un parámetro de fluctuación de potencia; y una quinta unidad de cálculo, configurada para adquirir el parámetro de fluctuación de corriente de acuerdo con una relación entre el parámetro de fluctuación de potencia y el componente de eje activo de la tensión en el lado de la red.
En una realización alternativa, el parámetro de fluctuación de corriente incluye un parámetro de fluctuación de corriente del eje activo en el lado de la red. El módulo de adquisición incluye una segunda unidad de adquisición, configurada para adquirir un valor de potencia de salida real en el lado de la red, un valor de ajuste de potencia en el lado del generador y un valor de tensión real de un bus de CC; una sexta unidad de cálculo, configurada para calcular una diferencia entre el valor de ajuste de potencia en el lado del generador y el valor de potencia de salida real en el lado de la red para obtener un parámetro de fluctuación de potencia; y una séptima unidad de cálculo, configurada para adquirir el parámetro de fluctuación de corriente del eje activo en el lado de la red de acuerdo con una relación entre el parámetro de fluctuación de potencia y el valor de tensión real del bus de CC.
En una realización alternativa, el parámetro de fluctuación de corriente incluye un parámetro de fluctuación de corriente en el lado de CC. El módulo de adquisición incluye una tercera unidad de adquisición, configurada para adquirir un valor de tensión real de un bus de CC; una octava unidad de cálculo, configurada para calcular una diferencia entre el valor de tensión real del bus de CC y un valor de ajuste de tensión del bus de CC para obtener un parámetro de<fluctuación de tensión del bus de c>C;<y una novena unidad de cálculo, configurada para realizar una operación>diferencial en el parámetro de fluctuación de tensión del bus de CC para obtener el parámetro de fluctuación de corriente en el lado de CC.
Dado que la oscilación subsíncrona provoca la fluctuación de energía eléctrica en la red, tal como la fluctuación de tensión y la fluctuación de corriente en la red, lo que a su vez puede provocar la fluctuación de potencia, se puede suprimir la oscilación subsíncrona adquiriendo el componente de fluctuación de energía eléctrica en la red y amortiguando el componente de fluctuación de acuerdo con la presente divulgación. Específicamente, dado que el dispositivo electrónico de potencia está controlado por una señal de conmutación que se obtiene mediante una serie de controles en el ajuste de corriente para el eje activo y la corriente real, el parámetro de compensación del ajuste de corriente para el eje activo se puede obtener de acuerdo con el parámetro de fluctuación de energía eléctrica. Después de compensar el ajuste de corriente para el eje activo, se controla el convertidor para suprimir la oscilación subsíncrona.
En una realización de la presente divulgación, además se proporciona un controlador para un convertidor y el controlador está provisto del dispositivo de supresión de oscilación subsíncrona descrito en la realización anterior. En particular, el convertidor puede ser un convertidor de una turbina eólica.
Los expertos en la materia pueden entender que todos o parte de los procesos para implementar las realizaciones anteriores se pueden realizar mediante un hardware asociado con un programa informático o instrucciones, y que los programas relacionados se pueden almacenar en un medio de almacenamiento legible por ordenador. El programa, cuando es ejecutado, puede incluir el proceso de una realización de los métodos como se ha descrito anteriormente. El medio de almacenamiento puede ser un disco magnético, un disco óptico, una memoria de solo lectura (ROM), una memoria de acceso aleatorio (RAM), una memoria flash, una unidad de disco duro (HDD) o una unidad de estado sólido (SSD), y así sucesivamente. El medio de almacenamiento también puede incluir una combinación de las memorias anteriores.
Claims (10)
1. Un método de supresión de oscilación subsíncrona para controlar un convertidor, que comprende:
adquirir un parámetro de fluctuación de energía eléctrica generado por una oscilación subsíncrona de un sistema de transmisión de potencia (S11);
adquirir un parámetro de compensación de un ajuste de corriente para un eje activo de acuerdo con el parámetro de fluctuación de energía eléctrica (S12), en donde el eje activo es un eje que tiene una misma dirección que un eje d obtenido a través de una transformada de Park; y
controlar el convertidor para suprimir la oscilación subsíncrona de acuerdo con el parámetro de compensación del ajuste de corriente para el eje activo (S13), en donde
el parámetro de fluctuación de energía eléctrica es un parámetro de fluctuación de corriente, y el ajuste de corriente para el eje activo comprende un ajuste de corriente para un eje de par en un lado del generador y un ajuste de corriente para un eje activo en un lado de la red;
la adquisición de un parámetro de compensación de un ajuste de corriente para un eje activo de acuerdo con el parámetro de fluctuación de energía eléctrica comprende:
multiplicar el parámetro de fluctuación de corriente por un primer coeficiente preestablecido para adquirir un parámetro de compensación del ajuste de corriente para el eje de par en el lado del generador; y multiplicar el parámetro de fluctuación de corriente por un segundo coeficiente preestablecido para adquirir un parámetro de compensación del ajuste de corriente para el eje activo en el lado de la red.
2. El método de supresión de oscilación subsíncrona de acuerdo con la reivindicación 1, en donde el parámetro de fluctuación de corriente comprende un parámetro de fluctuación de corriente del eje activo en el lado de la red; en donde la adquisición de un parámetro de fluctuación de energía eléctrica generado por una oscilación subsíncrona de un sistema de transmisión de potencia comprende:
adquirir un valor de potencia de salida real en el lado de la red, un valor de ajuste de potencia en el lado del generador y un componente de eje activo de una tensión en el lado de la red;
calcular una diferencia entre el valor de ajuste de potencia en el lado del generador y el valor de potencia de salida real en el lado de la red para obtener un parámetro de fluctuación de potencia; y
adquirir el parámetro de fluctuación de corriente de acuerdo con una relación entre el parámetro de fluctuación de potencia y el componente de eje activo de la tensión en el lado de la red.
3. El método de supresión de oscilación subsíncrona de acuerdo con la reivindicación 1, en donde el parámetro de fluctuación de corriente comprende un parámetro de fluctuación de corriente del eje activo en el lado de la red; en donde la adquisición de un parámetro de fluctuación de energía eléctrica generado por una oscilación subsíncrona de un sistema de transmisión de potencia comprende:
adquirir un valor de potencia de salida real en el lado de la red, un valor de ajuste de potencia en el lado del generador y un valor de tensión real de un bus de CC;
calcular una diferencia entre el valor de ajuste de potencia en el lado del generador y el valor de potencia de salida real en el lado de la red para obtener un parámetro de fluctuación de potencia; y
adquirir el parámetro de fluctuación de corriente del eje activo en el lado de la red de acuerdo con una relación entre el parámetro de fluctuación de potencia y el valor de tensión real del bus de CC.
4. El método de supresión de oscilación subsíncrona de acuerdo con la reivindicación 1, en donde el parámetro de fluctuación de corriente comprende un parámetro de fluctuación de corriente en un lado de CC;
la adquisición de un parámetro de fluctuación de energía eléctrica generado por una oscilación subsíncrona de un sistema de transmisión de potencia comprende:
adquirir un valor de tensión real de un bus de CC;
calcular una diferencia entre el valor de tensión real del bus de CC y un valor de ajuste de tensión del bus de CC para obtener un parámetro de fluctuación de tensión del bus de CC; y
realizar una operación diferencial en el parámetro de fluctuación de tensión del bus de CC para obtener el parámetro de fluctuación de corriente en el lado de CC.
5. Un dispositivo de supresión de oscilación subsíncrona para controlar un convertidor, que comprende:
un módulo de adquisición (61), configurado para adquirir un parámetro de fluctuación de energía eléctrica generado por una oscilación subsíncrona de un sistema de transmisión de potencia;
un módulo de generación de parámetros de compensación (62), configurado para generar un parámetro de compensación de un ajuste de corriente para un eje activo de acuerdo con el parámetro de fluctuación de energía eléctrica, en donde el eje activo es un eje que tiene una misma dirección que un eje d obtenido a través de una transformada de Park; y
un módulo de control de retroalimentación (63), configurado para controlar el convertidor para suprimir la oscilación subsíncrona de acuerdo con el parámetro de compensación del ajuste de corriente para el eje activo, en donde el ajuste de corriente para el eje activo comprende un ajuste de corriente para un eje de par en un lado del generador y el ajuste de corriente para el eje activo en el lado de la red;
en donde el módulo de generación de parámetros de compensación (62) comprende:
una primera unidad de cálculo, configurada para multiplicar el parámetro de fluctuación de corriente por un primer coeficiente preestablecido para obtener un parámetro de compensación del ajuste de corriente para el eje de par en el lado del generador; y
una segunda unidad de cálculo, configurada para multiplicar el parámetro de fluctuación de corriente por un segundo coeficiente preestablecido para obtener un parámetro de compensación del ajuste de corriente para el eje activo en el lado de la red.
6. El dispositivo de supresión de oscilación subsíncrona de acuerdo con la reivindicación 5, en donde el parámetro de fluctuación de corriente comprende: un parámetro de fluctuación de corriente del eje activo en el lado de la red; en donde el módulo de adquisición (61) comprende:
una primera unidad de adquisición, configurada para adquirir un valor de potencia de salida real en el lado de la red, un valor de ajuste de potencia en el lado del generador y un componente de eje activo de una tensión en el lado de la red;
una tercera unidad de cálculo, configurada para calcular una diferencia entre el valor de ajuste de potencia en el lado del generador y el valor de potencia de salida real en el lado de la red para obtener un parámetro de fluctuación de potencia; y
una cuarta unidad de cálculo, configurada para adquirir el parámetro de fluctuación de corriente de acuerdo con una relación entre el parámetro de fluctuación de potencia y el componente de eje activo de la tensión en el lado de la red.
7. El dispositivo de supresión de oscilación subsíncrona de acuerdo con la reivindicación 5, en donde el parámetro de fluctuación de corriente comprende un parámetro de fluctuación de corriente del eje activo en el lado de la red; en donde el módulo de adquisición (61) comprende:
una segunda unidad de adquisición, configurada para adquirir un valor de potencia de salida real en el lado de la red, un valor de ajuste de potencia en el lado del generador y un valor de tensión real de un bus de CC; una quinta unidad de cálculo, configurada para calcular una diferencia entre el valor de ajuste de potencia en el lado del generador y el valor de potencia de salida real en el lado de la red para obtener un parámetro de fluctuación de potencia; y
una sexta unidad de cálculo, configurada para adquirir el parámetro de fluctuación de corriente del eje activo en el lado de la red de acuerdo con una relación entre el parámetro de fluctuación de potencia y el valor de tensión real del bus de CC.
8. El dispositivo de supresión de oscilación subsíncrona de acuerdo con la reivindicación 5, en donde el parámetro de fluctuación de corriente comprende un parámetro de fluctuación de corriente en un lado de CC;
en donde el módulo de adquisición (61) comprende:
una tercera unidad de adquisición, configurada para adquirir un valor de tensión real de un bus de CC; una octava unidad de cálculo, configurada para calcular una diferencia entre el valor de tensión real del bus de CC y un valor de ajuste de tensión del bus de CC para obtener un parámetro de fluctuación de tensión del bus de CC; y una octava unidad de cálculo, configurada para realizar una operación diferencial en el parámetro de fluctuación de tensión del bus de CC para obtener el parámetro de fluctuación de corriente en el lado de CC.
9. Un controlador para el convertidor, en donde el controlador está provisto del dispositivo de supresión de oscilación subsíncrona de acuerdo con una cualquiera de las reivindicaciones 5 a 8.
10. El controlador para un convertidor de acuerdo con la reivindicación 9, en donde el convertidor es un convertidor para una turbina eólica.
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