ES3035696T3 - Power generation stablization control systems and methods - Google Patents

Abstract

Los sistemas y métodos de control de estabilización de la generación de energía 21 incluyen la monitorización de la frecuencia de la red eléctrica 12. Al detectar un evento de frecuencia en la red eléctrica 12, el método activa un esquema de control para satisfacer uno o más requisitos de la red. El esquema de control aumenta la potencia de salida de los aerogeneradores 14, 15 y 16 hasta, al menos, la potencia de red medida antes del evento. Además, calcula un factor de corrección de potencia para un punto de ajuste de potencia en función, al menos, del evento de frecuencia. Asimismo, ajusta el punto de ajuste de potencia mediante el factor de corrección de potencia, de modo que la potencia de salida siga una trayectoria predeterminada. Además, controla, mediante un controlador de turbina (24, 26, 28), los aerogeneradores 14, 15 y 16 en función del punto de ajuste de potencia ajustado mientras el esquema de control esté activado. (Traducción automática con Google Translate, sin valor legal)

Description

DESCRIPCIÓN

Sistemas y procedimientos de control de estabilización de generación de potencia

[0001] La presente divulgación se refiere, en general, a turbinas eólicas y, más en particular, a proporcionar control de estabilización para turbinas eólicas.

[0002] La energía eólica se considera una de las fuentes de energía más limpias y más ecológicas disponibles en la actualidad, y las turbinas eólicas han obtenido una creciente atención a este respecto. Una turbina eólica moderna incluye típicamente una torre, un generador, una caja de engranajes, una góndola y un rotor que incluye una o más palas de rotor. Las palas de rotor capturan energía cinética del viento usando principios de perfil alar conocidos y transmiten la energía cinética a través de energía rotatoria para hacer girar un eje que acopla las palas de rotor a una caja de engranajes, o si no se usa una caja de engranajes, directamente al generador. A continuación, el generador convierte la energía mecánica en energía eléctrica que se puede distribuir en una red de suministro.

[0003] Los generadores de turbina eólica y los parques eólicos están típicamente diseñados para suministrar potencia activa y reactiva constante a la red de suministro, siendo la potencia suministrada independiente de la frecuencia del sistema. Esto se logra desacoplando la inercia y la velocidad del rotor de la red usando controles y componentes electrónicos de potencia de acción rápida. Debido al incremento del tamaño y la popularización de los parques eólicos, algunas empresas de servicios públicos ahora exigen que los controles de los parques eólicos y de las turbinas eólicas proporcionen capacidades mejoradas, tales como la estabilización de la frecuencia.

[0004] Los generadores sincrónicos convencionales responden de manera natural a las perturbaciones de frecuencia debido a la inercia rotatoria acoplada a la red y a los controles del regulador (“governor Controls")de dichos generadores. Algunos operadores de servicios públicos exigen que las turbinas eólicas respondan de manera similar a las perturbaciones de frecuencia. Específicamente, puede ser necesario un incremento de potencia de corta duración (por ejemplo, cinco o diez por ciento de la potencia nominal) cuando la frecuencia cae por debajo de un determinado umbral.

[0005] Es una característica bien conocida de los sistemas de servicios públicos que la frecuencia de la red tiende a disminuir cuando la carga excede la generación y a incrementarse cuando la generación excede la carga. Estas disminuciones o incrementos se pueden producir de manera monótona, de manera oscilante o combinaciones de las mismas cuando la red está sujeta a un cambio repentino en el equilibrio entre generación y carga. Una consideración a tener en cuenta en el diseño de un sistema de este tipo es que cualquier procedimiento para compensar dichas disminuciones o incrementos debe ser uno que no cause un acoplamiento inaceptable entre los modos oscilatorios de la red y los modos oscilatorios mecánicos de las turbinas eólicas.

[0006] Los parques eólicos modernos incluyen la capacidad de reducir la potencia de salida por debajo del nivel disponible en base a las condiciones del viento. Los operadores de redes de suministro a veces exigen restricciones si la empresa de servicios públicos no necesita la potencia disponible de la red. Los operadores de servicios públicos también pueden exigir una reducción continua para proporcionar un intervalo de operación al parque eólico para incrementar la potencia de salida cuando la frecuencia disminuye.

[0007] Por tanto, dado que los requisitos de la red siguen cambiando, los sistemas de potencia con turbinas eólicas necesitan continuamente poder satisfacer dichos requisitos. En consecuencia, la presente divulgación se refiere a sistemas y procedimientos para controlar una turbina eólica conectada a una red eléctrica que activa un esquema de control predefinido en respuesta a una caída de frecuencia en la red eléctrica para satisfacer los requisitos de la red.

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

[0009] De acuerdo con la invención, la presente divulgación se dirige a un procedimiento para controlar una turbina eólica conectada a una red eléctrica, de acuerdo con la reivindicación 1.

[0010] El procedimiento incluye monitorizar la frecuencia de la red eléctrica. En respuesta a la detección de un evento de frecuencia, tal como una caída o disminución de frecuencia, que se produce en la red eléctrica, el procedimiento incluye activar un esquema de control para cumplir con uno o más requisitos de red de la red eléctrica. El esquema de control incluye incrementar la potencia de salida de la turbina eólica hasta, al menos, la potencia de red medida antes del evento. Además, el procedimiento incluye calcular un factor de corrección de potencia para una consigna de potencia de la turbina eólica en función de, al menos, el evento de frecuencia. Además, el procedimiento incluye ajustar la consigna de potencia por medio del factor de corrección de potencia de modo que la potencia de salida siga una trayectoria predeterminada. Además, el esquema de control incluye controlar, por medio de un controlador de turbina, la turbina eólica en base a la consigna de potencia ajustada mientras el esquema de control esté activado.

[0011]De acuerdo con la invención, el esquema de control incluye además aplicar una ganancia al factor de corrección de potencia para obtener un factor de corrección de potencia ajustado. Más específicamente, en dichos modos de realización, la ganancia se puede determinar en función de uno o más límites eléctricos o mecánicos de la turbina eólica.

[0012]Además, el esquema de control incluye calcular un factor de corrección de par de torsión en función del factor de corrección de potencia ajustado y una velocidad de la turbina eólica, añadir el factor de corrección de par de torsión a una consigna de par de torsión como un término de alimentación anticipada(“feedforward")y añadir el factor de corrección de potencia ajustado a la consigna de potencia. En dichos modos de realización, el procedimiento puede incluir imponer un modo por encima del valor nominal cuando se activa el esquema de control de modo que un regulador de velocidad regula un ángulo depitchy un regulador de potencia regula la consigna de par de torsión.

[0013]En otros modos de realización, el procedimiento puede incluir conmutar un modo de operación, cuando el esquema de control está desactivado, desde el modo impuesto por encima del valor nominal a una condición de operación óptima o conmutar el modo de operación desde el modo de operación por encima del valor nominal a un modo de operación por debajo del valor nominal donde el regulador de velocidad está controlando la consigna de par de torsión.

[0014]Por tanto, en determinados modos de realización, si la turbina eólica está operando en el modo de operación por debajo del valor nominal cuando se detecta el evento de frecuencia, el procedimiento puede incluir conmutar el modo al modo de operación por encima del valor nominal cuando se activa el esquema de control. En dichos modos de realización, el procedimiento puede incluir además conmutar el modo de operación nuevamente al modo de operación por debajo del valor nominal cuando finaliza el evento de frecuencia.

[0015]En modos de realización adicionales, el esquema de control puede incluir cambiar una consigna de velocidad de la turbina eólica a una velocidad nominal de la turbina eólica por medio de una transferencia sin perturbaciones(“bumpless").Más específicamente, en un modo de realización, mientras se conmuta el modo nuevamente al modo de operación por debajo del valor nominal, la etapa de cambiar la consigna de velocidad de la turbina eólica a la velocidad nominal de la turbina eólica por medio de la transferencia sin perturbaciones puede incluir hacer un seguimiento, por medio de al menos un filtro, de una velocidad actual de la turbina eólica e incrementar gradualmente la consigna de velocidad en base al seguimiento hasta que se alcance la velocidad nominal para salir suavemente del esquema de control.

[0016]Aún en otro modo de realización, si la turbina eólica está operando en el modo de operación por encima del valor nominal, el procedimiento puede incluir salir del esquema de control cuando ha finalizado el evento de frecuencia por medio de un proceso operativo estándar o normal. Por ejemplo, en un modo de realización, el proceso operativo estándar puede incluir incrementar la consigna de potencia ajustada a una consigna de potencia predeterminada.

[0017]En todavía otros modos de realización, el procedimiento puede incluir inhabilitar uno o más bucles de control del controlador de turbina mientras el esquema de control esté activado, en el que inhabilitar los uno o más bucles de control evita una caída de potencia adicional de la turbina eólica.

[0018]En otro aspecto, la presente divulgación se refiere a un procedimiento para controlar una turbina eólica conectada a una red eléctrica. El procedimiento incluye monitorizar la frecuencia de la red eléctrica. En respuesta a la detección de un evento de frecuencia que se produce en la red eléctrica, el procedimiento incluye activar un esquema de control para cumplir con uno o más requisitos de red de la red eléctrica. El esquema de control incluye calcular un factor de corrección de potencia para la consigna de potencia en función de, al menos, el evento de frecuencia. Además, el esquema de control incluye calcular un factor de corrección de par de torsión en función del factor de corrección de potencia y de la velocidad de la turbina eólica. Además, el esquema de control incluye ajustar la consigna de potencia por medio del factor de corrección de potencia. Además, el esquema de control incluye añadir el factor de corrección de par de torsión a la consigna de potencia ajustada como un término de alimentación anticipada. Por tanto, el esquema de control también incluye controlar, por medio de un controlador de turbina, la turbina eólica en base a la consigna de potencia ajustada mientras el esquema de control esté activado. También se debe entender que el procedimiento puede incluir además cualquiera de las características y/o etapas adicionales como se describe en el presente documento.

[0019]Aún en otro aspecto, la invención se refiere a un sistema de estabilización para un sistema de generación de potencia eólica conectado a una red eléctrica, de acuerdo con la reivindicación 10. El sistema de estabilización incluye un limitador de banda muerta para detectar cuándo una señal está fuera de un intervalo de señal respectivo, en el que la señal comprende una frecuencia. Además, el sistema de estabilización incluye un conformador de potencia para proporcionar un factor de corrección de potencia suplementaria en función de la frecuencia. Además, el sistema incluye un conformador de par de torsión para incrementar inicialmente la potencia de salida de la turbina eólica hasta una potencia de red medida antes de un evento y ajustar una consigna de potencia en función del factor de corrección de potencia suplementaria para aumentar temporalmente la potencia suministrada a la red eléctrica en respuesta a que la señal esté fuera del intervalo de señal respectivo. Además, el sistema incluye un controlador de turbina para controlar la turbina eólica en base a la consigna de potencia ajustada mientras la señal esté fuera del intervalo de señal respectivo. También se debería entender que el sistema puede incluir además cualquiera de las características adicionales como se describe en el presente documento.

[0020]Más específicamente, el sistema de estabilización incluye además un bloque de ganancia para aplicar una ganancia al factor de corrección de potencia para obtener un factor de corrección de potencia ajustado, determinándose la ganancia en función de uno o más límites eléctricos o mecánicos de la turbina eólica.

[0021]Además, el sistema incluye un módulo de optimización de regulador de potencia para calcular un factor de corrección de par de torsión en función del factor de corrección de potencia ajustado y una velocidad de la turbina eólica, añadir el factor de corrección de par de torsión a una consigna de par de torsión como un término de alimentación anticipada y añadir el factor de corrección de potencia ajustado a la consigna de potencia.

[0022]En modos de realización adicionales, el sistema puede incluir un selector de modo operativo para determinar un modo de operación de la turbina eólica. En dichos modos de realización, el selector de modo operativo está configurado para imponer un modo por encima del valor nominal cuando se activa el esquema de control de modo que un regulador de velocidad regula un ángulo depitchy un regulador de potencia regula la consigna de par de torsión. Además, el selector de modo operativo está configurado además para conmutar un modo de operación cuando el esquema de control es desactivado, desde el modo impuesto por encima del valor nominal a una condición de operación óptima o conmutar el modo de operación desde el modo de operación por encima del valor nominal a un modo de operación por debajo del valor nominal donde el regulador de velocidad está controlando la consigna de par de torsión.

[0023]En un modo de realización, si la turbina eólica está operando en el modo de operación por debajo del valor nominal cuando se detecta el evento de frecuencia, el controlador de turbina conmuta el modo al modo de operación por encima del valor nominal en respuesta a que la señal esté fuera del intervalo de señal respectivo. En otros modos de realización, el controlador de turbina también puede conmutar el modo nuevamente al modo de operación por debajo del valor nominal en respuesta a que la señal vuelva a estar dentro del intervalo de señal respectivo.

[0024]En varios modos de realización, el sistema de estabilización puede incluir además un módulo de transferencia sin perturbaciones para cambiar una consigna de velocidad de la turbina eólica a una velocidad nominal de la turbina eólica mientras se vuelve al modo de operación por debajo del valor nominal. Más específicamente, el módulo de transferencia sin perturbaciones puede incluir un filtro pasa bajos para hacer un seguimiento de la velocidad actual de la turbina eólica e incrementar gradualmente la consigna de velocidad en base al seguimiento hasta que se alcanza la velocidad nominal para salir suavemente del esquema de control.

[0025]Aún en otro modo de realización, el controlador de turbina puede inhabilitar un amortiguador de tren de potencia de la turbina eólica en respuesta a que la señal esté fuera del intervalo de señal respectivo.

[0026]Diversas características, aspectos y ventajas de la presente invención se entenderán mejor con referencia a la siguiente descripción y reivindicaciones adjuntas. Los dibujos adjuntos, que se incorporan en y constituyen parte de esta memoria descriptiva, ilustran modos de realización de la invención y, conjuntamente con la descripción, sirven para exponer los principios de la invención.

[0027]En los dibujos:

la FIG. 1 ilustra un diagrama de bloques esquemático de un modo de realización de una turbina eólica de acuerdo con la presente divulgación;

la FIG. 2 ilustra un diagrama de bloques esquemático de un modo de realización de un parque eólico de acuerdo con la presente divulgación;

la FIG. 3 ilustra un diagrama de bloques esquemático más detallado de un modo de realización de un sistema de control de acuerdo con la presente divulgación;

la FIG. 4 ilustra un diagrama de bloques esquemático de una forma de realización de un selector de modo operativo de un controlador de turbina de una turbina eólica de acuerdo con la presente divulgación;

la FIG. 5 ilustra un diagrama de bloques esquemático de un modo de realización de un controlador de turbina de una turbina eólica de acuerdo con la presente divulgación;

la FIG. 6 ilustra un diagrama de bloques esquemático más detallado de un modo de realización del controlador de turbina de acuerdo con la presente divulgación, que ilustra, en particular, un regulador de potencia que genera una consigna de par de torsión;

la FIG. 7 ilustra un diagrama de bloques esquemático de un modo de realización de un módulo de secuenciación de consigna de potencia del controlador de turbina de acuerdo con la presente divulgación;

la FIG. 8 ilustra un gráfico de tiempo frente a potencia de acuerdo con la presente divulgación, que ilustra, en particular, cómo cambia la consigna de potencia cuando se activa el esquema de control de la presente divulgación;

la FIG. 9 ilustra un diagrama de bloques esquemático detallado de un modo de realización del controlador de turbina de acuerdo con la presente divulgación, que ilustra, en particular, un regulador de potencia que genera una consigna de par de torsión;

la FIG. 10 ilustra un diagrama de bloques esquemático de un modo de realización del controlador de turbina que secuencia un amortiguador de tren de potencia con el esquema de control de la presente divulgación;

la FIG. 11 ilustra un diagrama de bloques esquemático de un modo de realización del controlador de turbina que opera en un modo por debajo del valor nominal y que sale del esquema de control de la presente divulgación con una transferencia sin perturbaciones; y

la FIG. 12 ilustra un cronograma un modo de realización del controlador de turbina que opera en un modo por debajo del valor nominal y que sale del esquema de control de la presente divulgación con una transferencia sin perturbaciones.

[0028] Ahora se hará referencia en detalle a modos de realización de la invención, de los que uno o más ejemplos se ilustran en los dibujos. Cada ejemplo se proporciona a modo de explicación de la invención, no de limitación de la invención. De hecho, resultará evidente para los expertos en la técnica que se pueden realizar diversas modificaciones y variaciones en la presente invención sin apartarse del alcance de la invención, que se define mediante las reivindicaciones.

[0029] En referencia ahora a los dibujos, la FIG. 1 ilustra un sistema de turbina eólica 110 que se puede operar para generar potencia eléctrica. Como se muestra, el sistema de turbina eólica 110 incluye un buje 112 que tiene múltiples palas de rotor 114 montadas en el mismo. Las palas de rotor 114 convierten la energía mecánica del viento en un par de torsión rotatorio, que se convierte posteriormente en energía eléctrica mediante el sistema de turbina eólica 110. El sistema de turbina eólica 110 incluye además una parte de turbina 116 que se puede operar para convertir la energía mecánica del viento en un par de torsión rotatorio y un sistema de conversión de potencia 118 que puede operar para convertir el par de torsión rotatorio producido por la parte de turbina 116 en potencia eléctrica. Se proporciona un tren de potencia 120 para acoplar la parte de turbina 116 al sistema de conversión de potencia 118. El sistema de conversión de potencia de turbina eólica 118 comprende típicamente un generador asíncrono de doble alimentación con un convertidor electrónico de potencia para el control de campo de rotor o un generador síncrono para su uso con una interfaz de convertidor electrónico de potencia completa que interactúa con un sistema colector 134.

[0030] La parte de turbina 116 incluye un eje lento de rotor de turbina 122 que está acoplado al buje 112. El par de torsión rotatorio se transmite desde el eje lento de rotor 122 a un eje de generador 124 por medio del tren de potencia 120. En determinados modos de realización, tal como el modo de realización ilustrado en la FIG. 1, el tren de potencia 120 incluye una caja de engranajes 126 que transmite par de torsión desde el eje lento 122 a un eje rápido 130. Un eje rápido 130 está acoplado al eje de sistema de conversión de potencia 124 con un elemento<de acoplamiento>128<.>

[0031] El sistema de conversión de potencia 118 está acoplado a controles de turbina eólica 144. Los controles de turbina eólica 144 reciben señales 146 del sistema de conversión de potencia que son representativas de los parámetros operativos del sistema. Como respuesta, los controles de turbina eólica 144 pueden generar señales de control, por ejemplo una señal depitch156, para cambiar elpitchde las palas 114 o una señal de par de torsión para el sistema de conversión de potencia. Los controles de turbina eólica 144 también están acoplados a un controlador de parque eólico 132.

[0032] En referencia a la FIG. 2, se ilustra un sistema de generación de potencia eléctrica 10 para generar potencia eléctrica. Con propósitos ilustrativos, el sistema de generación de potencia eléctrica 10 incluye un parque eólico 11 acoplado eléctricamente a una red eléctrica 12. La red eléctrica 12 se utiliza para transferir potencia eléctrica desde el parque eólico 11 a las cargas eléctricas.

[0033] El parque eólico 11 se proporciona para generar potencia eléctrica utilizando energía eólica. El parque eólico 11 incluye turbinas eólicas 14, 15, 16 (denominadas más generalmente "fuentes de energía"), un sistema colector 18, un transformador 20, controladores de turbina eólica 24, 26, 28, un dispositivo de medición 30 y un controlador de parque eólico 32. Cabe destacar que el número de turbinas eólicas utilizadas en el parque eólico 11 puede variar. Por ejemplo, el número de turbinas eólicas en el parque eólico 11 puede ser mayor que tres turbinas eólicas o menor que o igual a tres turbinas eólicas.

[0034]Las turbinas eólicas 14, 15, 16 se proporcionan para generar tensiones y corrientes utilizando energía eólica. Las turbinas eólicas 14, 15, 16 se controlan operativamente utilizando los controladores de turbina eólica 24, 26, 28, respectivamente, que se comunican con las turbinas eólicas 14, 15, 16, respectivamente.

[0035]Los controladores de turbina eólica 24, 26, 28 están configurados para generar señales de instrucción que controlan la operación de las turbinas eólicas 14, 15, 16, respectivamente. Además, los controladores de turbina eólica 24, 26, 28 se proporcionan para medir parámetros operativos asociados a las turbinas eólicas 14, 15, 16, respectivamente. Los controladores de turbina eólica 24, 26, 28, se comunican operativamente con el controlador de parque eólico 32.

[0036]El sistema colector 18 está acoplado eléctricamente a las turbinas eólicas 14, 15, 16 y dirige tensiones y corrientes desde cada una de las turbinas al transformador de potencia 20. El transformador de potencia 20 recibe las tensiones y corrientes de las turbinas eólicas 14, 15, 16 y proporciona una tensión y una corriente con las características deseadas a la red eléctrica 12. Por ejemplo, el transformador de potencia 20 puede proporcionar una tensión con una amplitud deseada y una corriente con una amplitud deseada a la red eléctrica 12.

[0037]De acuerdo con la invención, el dispositivo de medición 30 está acoplado eléctricamente a un punto de interconexión 19 entre el transformador 20 y la red eléctrica 12. El dispositivo de medición 30 está configurado para medir parámetros eléctricos asociados a la red eléctrica. Por ejemplo, el dispositivo de medición 30 está configurado para medir un nivel de tensión (V<poi>) en el punto de interconexión 19, un nivel de potencia real (Pn) en el punto de interconexión 19, y un nivel de frecuencia (Fn) en el punto de interconexión 19. Cabe destacar que el dispositivo de medición 30 puede medir parámetros en cualquier lado del transformador 20 o en turbinas individuales.

[0038]El controlador de parque eólico 32 se proporciona para controlar la operación de las turbinas eólicas 14, 15, 16 en base a valores de parámetro medidos o estimados en el punto de interconexión 19 asociado al parque eólico 11 o a la red eléctrica 12. El controlador de parque eólico 32 está configurado para generar mensajes de instrucción que son recibidos por los controladores de turbina eólica 24, 26, 28 para controlar la operación de las turbinas eólicas 14, 15, 16, respectivamente. Además, los turbinas eólicas 14, 15, 16 pueden operar en base a diversos modos operativos.

[0039]En referencia ahora a la FIG. 3, se ilustra un diagrama de bloques esquemático de un sistema de control de acuerdo con la presente divulgación. Como se muestra, el sistema de control incluye un sistema de estabilización 21 para un sistema de generación de potencia 10 (tal como una de las turbinas eólicas 14, 15, 16) conectado a una red eléctrica 12. Además, como se muestra, el sistema de estabilización 21 incluye un filtrado de frecuencia de entrada 35 configurado para hacer un seguimiento de variaciones lentas en la frecuencia de red y usado para calcular desviaciones de frecuencia alrededor de un punto central. Además, el sistema de estabilización 21 incluye un limitador de banda muerta 25 configurado para detectar cuándo una señal 23 del filtrado de frecuencia de entrada 35 está fuera de un intervalo de señal. La señal 23 puede incluir cualquier señal apropiada. Por ejemplo, como se muestra, la señal 23 corresponde a la frecuencia de sistema. Además, la señal se puede obtener mediante medición directa de la señal respectiva o mediante medición de otra señal y cálculos para obtener la señal respectiva. Por tanto, en respuesta a la detección de un evento de frecuencia, tal como una caída o disminución de frecuencia que está fuera del intervalo de señal, el sistema de estabilización 21 está configurado para activar un esquema de control con el fin de cumplir con uno o más requisitos de red de la red eléctrica 12 mientras la señal 23 esté fuera del intervalo de señal.

[0040]En dichos modos de realización, el limitador de banda muerta 25 está configurado para limitar la señal de desviación de frecuencia entre valores umbral de frecuencia determinados por la aplicación. La frecuencia de la red de suministro tiene típicamente un valor nominal igual a 50 hercios (Hz) o 60 Hz. Sin embargo, la frecuencia puede variar un poco de modo que el punto central esté en un valor diferente, tal como 59,9 Hz en lugar de 60 Hz, por ejemplo. Por tanto, el filtrado de frecuencia de entrada 35 se utiliza para encontrar la frecuencia real en lugar del valor nominal. Típicamente, la frecuencia se mide en una subestación del parque eólico 11, pero no es necesaria la medición en esa localización.

[0041]Además, el limitador de banda muerta de frecuencia 25 se usa para limitar la respuesta del sistema de estabilización 21 a eventos suficientemente grandes. La frecuencia siempre variará un poco debido a la oscilación que se produce cuando las cargas entran y salen del sistema. Por ejemplo, la variación de carga afecta típicamente a la frecuencia en aproximadamente 0,05 Hz, dependiendo del sistema. Por tanto, el sistema de estabilización 21 es útil para eventos más significativos que se producen cuando hay una diferencia repentina entre la carga y la generación. Dichos eventos significativos pueden incluir la pérdida de un gran generador en un sistema de servicios públicos o la desconexión de una línea de transmisión. En un ejemplo, la banda muerta se establece en un valor predeterminado, tal como un valor 0,12 Hz por encima o por debajo de la frecuencia del punto central. La selección de este límite se basa típicamente en factores tales como la localización y la naturaleza del sistema de generación de potencia y la variabilidad de los puntos centrales de frecuencia. El sistema de estabilización 21 puede tener un límite variable que es establecido por el usuario final después de tener en cuenta dichos factores.

[0042]Todavía en referencia a la FIG. 3, como se muestra, el sistema de estabilización 21 también puede incluir un conformador de potencia 33 configurado para generar un factor de corrección de potencia suplementaria 56 en función de la frecuencia en respuesta a que la señal 23 esté fuera del intervalo de señal. Como se usa en el presente documento, el factor de corrección de potencia 56 puede incluir cualquier término lineal o no lineal. En modos de realización adicionales, el factor de corrección de potencia 56 se puede calcular en tiempo real o puede ser un factor estático predeterminado preprogramado en el controlador de turbina 31. Además, como se muestra, el sistema de estabilización 21 incluye un controlador de límite 29 configurado para evitar que la señal de ajuste haga que la fuente de energía del sistema de generación de potencia opere fuera de al menos una restricción operativa. Además, como se muestra, el sistema de estabilización 21 incluye un controlador de turbina 31 para controlar el sistema de generación de potencia 10 en base a una señal de ajuste 41 mientras la señal 23 esté fuera del intervalo de señal respectivo.

[0043]Por tanto, el conformador de potencia 33 proporciona una señal al controlador de turbina 31 para aumentar transitoriamente la potencia mientras se mantiene dentro de las restricciones operativas de fuente de energía y limita el acoplamiento entre modos oscilatorios de red y modos mecánicos de fuente de energía. Aunque se usa la palabra "potencia", se podría usar de forma alternativa par de torsión para el mismo efecto, y potencia como se usa en el presente documento pretende abarcar par de torsión. Por tanto, el sistema se puede configurar para basarse en potencia durante todo el proceso, par de torsión durante todo el proceso o una combinación de potencia y par de torsión. Por ejemplo, en un modo de realización, el esquema de control se completa para una respuesta de potencia, pero la implementación es tal que la turbina eólica obtiene una instrucción de par de torsión que se corresponde con el control de potencia deseado.

[0044]Las oscilaciones mecánicas son una preocupación común en los sistemas de potencia. Dichos sistemas se pueden caracterizar por un sistema rotatorio elemental que tiene dos inercias conectadas mediante un resorte. El resorte puede ser un eje físico o el comportamiento de generadores interconectados mediante una red de transmisión. Más específicamente, una turbina eólica tiene cierta inercia en el extremo de buje de la turbina eólica y cierta inercia en el generador de turbina eólica, siendo el eje entre los mismos susceptible al movimiento de tipo resorte y a los modos oscilatorios. Además, otros generadores en el sistema de servicios públicos tienen inercias respectivas que pueden dar como resultado modos oscilatorios. Estos modos oscilatorios pueden perturbar la frecuencia de la red de suministro.

[0045]En consecuencia, el conformador de potencia 33 está configurado para conformar un pulso en respuesta al evento de frecuencia y disminuir la magnitud de la perturbación de frecuencia en el sistema de generación de potencia. Aunque el conformador de potencia 33 se puede realizar para abordar eventos de frecuencia tanto positivos como negativos, el conformador 33 será particularmente útil en modos de realización que aborden eventos de frecuencia negativa porque existen menos alternativas (además de la operación de potencia restringida) para incrementar momentáneamente la potencia por encima del valor nominal.

[0046]El controlador de límite 29 se usa para evitar que la turbina opere a velocidades muy elevadas o muy bajas. La mayoría de las turbinas eólicas de 60 Hz tienen un intervalo de velocidad predeterminado, tal como, por ejemplo, de aproximadamente 800 rotaciones por minuto (rpm) a aproximadamente 1700 rpm. El objetivo cuando la restricción operativa es la velocidad del rotor de generador es garantizar que no se procese ninguna solicitud de potencia adicional cuando el generador esté cerca del límite de velocidad de corte de la turbina eólica y que no se procese ninguna señal de control para reducir la potencia cuando el generador esté cerca del límite de velocidad de corte de la turbina eólica. En un modo de realización, el controlador de límite 29 incluye un limitador de potencia 40 configurado para cambiar los límites del integrador 54 en respuesta a la velocidad de la turbina eólica (es decir, la velocidad del generador o la velocidad del rotor). La velocidad del generador es solo un ejemplo de una restricción operativa y se pueden usar otras restricciones de forma adicional o alternativa, como se analiza a continuación.

[0047]Más específicamente, en determinados modos de realización, la señal de ajuste 41 puede incluir cualquier combinación de una instrucción de potencia, una instrucción de par de torsión y/o una instrucción de velocidad. La señal de ajuste 41 está típicamente más restringida para limitar el acoplamiento oscilatorio. Si la frecuencia de red es oscilatoria pero a un nivel menor que la banda muerta, no se genera ninguna señal de ajuste. Si la red es oscilatoria y más grande que la banda muerta, entonces la característica de conformación evita que se agrave la oscilación. La conformación de la señal de ajuste de potencia se puede controlar mediante valores de ganancia y rampa que típicamente variarán de acuerdo con la aplicación, debido a los diferentes requisitos y respuestas de los servicios públicos.

[0048]Todavía en referencia a la FIG. 3, el sistema de estabilización 21 ilustrado incluye además un filtrado de frecuencia de salida 42 configurado para llevar a cero una señal de ajuste AP. El filtrado de frecuencia de salida 42 se muestra en la posición ilustrada solo con fines de ejemplo y puede estar presente en cualquier bloque de control apropiado. Por ejemplo, en otro modo de realización, la función de filtrado puede estar incluida dentro del bucle de control 27. Además, el sistema de estabilización 21 puede incluir un limitador 34 configurado para modificar una salida del filtrado de frecuencia de salida 42. Por tanto, como se muestra, la salida del limitador 34 se puede denominar en el presente documento factor de corrección de potencia suplementaria 56.

[0049]Más específicamente, como se muestra en el modo de realización de la FIG. 3, el conformador de potencia 33 incluye un bloque de ganancia 50 y un bucle de control 27 usado para proporcionar una respuesta de conformación que es más rápida durante el inicio y más lenta en la recuperación (en otras palabras "aumento rápido, descenso lento"). La ganancia del bloque 60 puede variar y típicamente se establecerá de acuerdo con la localización y los requisitos del sistema.

[0050]Dentro del bucle de control 27, el bloque de ganancia 50 se usa para controlar la velocidad de ajuste de señal para el integrador 54. La ganancia del bloque 50 es típicamente un valor fijo diseñado para controlar la respuesta del bucle de control 27. Por tanto, la frecuencia se compensa rápidamente tras un evento, pero el ajuste de potencia después del evento se recupera lentamente. Además, el bloque de ganancia 50 define la conformación del pulso y se puede variar en base a las necesidades o condiciones del sistema. Por ejemplo, en un modo de realización, al menos uno de los ajustes de parámetro para el bloque de ganancia 50 está configurado para tener un valor variable en respuesta a al menos uno de una condición de los servicios públicos, una instrucción de los servicios públicos, la velocidad del generador y densidad del aire.

[0051]Todavía en referencia a la FIG. 3, como se muestra, el sistema de estabilización 21 incluye además un conformador de par de torsión 60 configurado para modificar el factor de corrección de potencia suplementaria 56 antes de usarse como una entrada para el controlador de turbina 31. Más específicamente, como se muestra, el conformador de par de torsión 60 recibe el factor de corrección de potencia suplementaria 56 y aplica una ganancia ajustable a la señal por medio del bloque de ganancia 58 para obtener una consigna de potencia ajustada 64. En determinados modos de realización, la ganancia puede ser una función de una o más capacidades del sistema eléctrico y/o mecánico, así como de los límites solicitados al operador de la red de suministro/servicios públicos. La consigna de potencia ajustada 64 se puede modificar adicionalmente por medio de uno o más módulos 70, 72, 74, 76 dentro del conformador de par de torsión 60, que se analizan con más detalle a continuación.

[0052]Más específicamente, las FIGS. 4-11 ilustran varios diagramas de bloque esquemáticos de los diversos módulos 70, 72, 74, 76 del conformador de par de torsión 60 ilustrado en la FIG. 3. Por ejemplo, como se muestra en las FIGS. 3-6, uno de los módulos del conformador de par de torsión 60 puede incluir un módulo selector de modo operativo 70. En determinados modos de realización, el módulo selector de modo operativo 70 permite que el controlador de turbina 31 asigne funciones de regulación apropiadas para la turbina eólica 10. Más específicamente, como se muestra en la FIG. 4, el módulo selector de modo 70 permite que el controlador de turbina 31 asigne funciones de regulación apropiadas (por ejemplo, consigna de par de torsión 43 y consigna de ángulo 44) para el sistema de accionamiento depitch47 y el controlador de convertidor 45 cuando el esquema de control está activado (como se muestra en el bloque 82 de la FIG. 3). Por ejemplo, como se muestra en la FIG. 4, el controlador depitch45 está operando en un modo de regulación de velocidad y el controlador de convertidor 47 está operando en un modo de regulación de potencia. Por tanto, el esquema de control, cuando se activa, está configurado para optimizar la operación del controlador de turbina 31 de modo que el convertidor de potencia opera para regular la potencia, mientras que el sistema depitchregulará la velocidad durante el evento de frecuencia.

[0053]Más específicamente, como se muestra en las FIGS. 3 y 6, el regulador de potencia 39 del controlador de turbina 31 puede generar la consigna de par de torsión 43 usando un controlador proporcional integral 53. Además, como se muestra, el controlador proporcional integral 53 recibe una diferencia entre la consigna de potencia del sistema de generación de potencia 10 y la retroalimentación de potencia desde la red 12. A continuación, la salida del controlador proporcional integral 53 se puede alimentar a un limitador de velocidad de rampa 55 que genera la consigna de par de torsión 43 para el controlador de convertidor 45 (FIG. 5). Además, como se muestra en la FIG. 3, la consigna de par de torsión 43 del regulador de potencia 39 se puede usar como una entrada para el módulo optimizador de regulador de potencia 74, que se analiza más adelante.

[0054]En referencia ahora a las FIGS. 7 y 8, uno de los módulos del conformador de par de torsión 60 puede incluir un módulo de secuencia de consigna de potencia 72. Por tanto, el módulo de secuencia de consigna de potencia 72 ayuda a inicializar el regulador de consigna de potencia para minimizar el error con respecto a la retroalimentación de potencia, creando de este modo una transferencia sin perturbaciones de la consigna de potencia. Más específicamente, como se muestra, cuando se activa el esquema de control (como se indica mediante la línea 63 que cambia de cero a uno en la FIG. 8), el bloque de secuenciación de consigna de potencia 57 recibe la retroalimentación de potencia 59 desde la red 12 y establece la instrucción de potencia 61 en una potencia de red medida antes del evento (es decir, una potencia medida de la red eléctrica 12 antes de que se produzca el evento de frecuencia). Por tanto, el conformador de par de torsión 60 está configurado para ajustar la consigna de potencia en función del factor de corrección de potencia suplementaria 56 para aumentar temporalmente la potencia suministrada a la red eléctrica 12 en respuesta a que la señal esté fuera del intervalo de señal respectivo.

[0055] Se puede obtener un aumento de potencia temporal absorbiendo temporalmente energía de la fuente de energía. En el caso de las turbinas eólicas, la energía adicional proviene de la inercia de la turbina y del exceso de viento. Si se desea, también se pueden usar otras formas de almacenamiento de energía, además de la inercia (tal como el almacenamiento en baterías). En un modo de realización, por ejemplo, la potencia se puede incrementar entre un cinco y un diez por ciento durante un máximo de diez segundos. Proporcionar una respuesta transitoria tiene varios beneficios además de la estabilidad de la red, entre el que se incluye, por ejemplo, el uso de energía almacenada que de otro modo no estaría disponible en la salida de la turbina sin la necesidad de incorporar un margen operativo (por ejemplo, mediante una operación en modo restringido).

[0056] En referencia ahora a la FIG. 9, otro de los módulos del conformador de par de torsión 60 puede incluir un módulo de optimización de regulador de potencia 74. Más específicamente, como se muestra en la FIG. 9, el módulo de optimización de regulador de potencia 74 está configurado para calcular un factor de corrección de par de torsión 65 en función del factor de corrección de potencia ajustado 64 y una velocidad 78 del sistema de generación de potencia 10. En dichos modos de realización, el factor de corrección de par de torsión 65 se puede añadir a la consigna de par de torsión 43 como un término de alimentación anticipada para obtener una consigna de par de torsión ajustada 67. En otras palabras, como se muestra, el factor de corrección de potencia ajustado 64 se alimenta al módulo de optimización de regulador de potencia 74 del controlador de turbina 31 en dos lugares: al bucle cerrado de regulador de potencia para garantizar que el regulador de potencia esté optimizado y como un término de alimentación anticipada para una respuesta rápida. Si el sistema de generación de potencia 10 está operando en el modo de operación por debajo del valor nominal cuando se detecta el evento de frecuencia, el controlador de turbina 31 está configurado para conmutar el modo al modo de operación por encima del valor nominal en respuesta a que la señal 23 esté fuera del intervalo de señal respectivo. En otros modos de realización, el controlador de turbina 31 también puede conmutar el modo nuevamente al modo de operación por debajo del valor nominal en respuesta a que la señal vuelva a estar dentro del intervalo de señal respectivo.

[0057] En referencia ahora a las FIGS. 10 y 11, todavía otro de los módulos del conformador de par de torsión 60 puede incluir un módulo de transferencia sin perturbaciones 76. Por ejemplo, como se muestra en la FIG. 10, cuando el esquema de control está activo 82, el módulo 76 está configurado para optimizar la operación del sistema 10; sin embargo, a menudo, hay múltiples bucles de control activos durante la operación del mismo que pueden reducir la potencia de salida del sistema 10. Por ejemplo, en un modo de realización, uno de los bucles de control puede incluir el amortiguador de tren de potencia del sistema de generación de potencia 10, lo que puede reducir la potencia de salida del sistema 10. En consecuencia, en determinados modos de realización, el módulo de transferencia sin perturbaciones 76 está configurado para inhabilitar el amortiguador de tren de potencia de la turbina eólica 10 en respuesta a que la señal 23 esté fuera del intervalo de señal respectivo para evitar una reducción de potencia. Por tanto, como se muestra en 86 de la FIG. 10, el módulo 76 está configurado para determinar cuándo termina el evento de frecuencia y, a continuación, proporcionar una transferencia sin perturbaciones 88 de amortiguador de tren de potencia. Por ejemplo, en determinados modos de realización, el módulo 76 implementa la transferencia sin perturbaciones 88 por medio de un filtro pasa bajos. Además, en referencia de nuevo a la FIG. 3, la salida del módulo de transferencia sin perturbaciones 76 se puede alimentar a través de un amortiguador de par de torsión 68 antes de proporcionarse al controlador de turbina 31.

[0058] Además, como se muestra en las FIGS. 11 y 12, cuando se sale del esquema de control (o se desactiva) y si el modo del sistema de generación de potencia 10 es el modo por debajo del valor nominal, entonces la consigna de velocidad 94 del sistema 10 se puede inicializar o cambiar a una velocidad nominal por medio de una transferencia sin perturbaciones, como se muestra en el bloque 90. De forma similar a la FIG. 11, como se muestra en 92, y la FIG. 12, la consigna de velocidad 94 puede hacer un seguimiento de la velocidad de turbina 96, por ejemplo por medio de un filtro pasa bajos. Por tanto, el módulo 76 está configurado para incrementar gradualmente la consigna de velocidad 94 en base al seguimiento hasta alcanzar la velocidad nominal para salir suavemente del esquema de control. Se debe entender que la consigna de velocidad 94 se puede reducir gradualmente hasta la velocidad nominal por medio de una tasa fija o variable.

[0059] En otro modo de realización, si el sistema de generación de potencia 10 está operando en el modo de operación por encima del valor nominal, el módulo de transferencia sin perturbaciones 76 puede salir del esquema de control cuando finaliza el evento de frecuencia por medio de un proceso operativo estándar o normal. Por ejemplo, en un modo de realización, el proceso operativo estándar puede incluir incrementar la consigna de potencia ajustada a una consigna de potencia predeterminada.

[0060] Además, aunque las turbinas eólicas se ilustran como fuentes de energía, se considera que los conceptos divulgados en el presente documento se pueden aplicar a cualquier fuente de energía no convencional con otros diversos ejemplos que incluyen almacenamiento de energía en baterías, microturbinas y/o celdas de combustible. En los modos de realización de turbina eólica, por ejemplo, la potencia obtenida desde el sistema de estabilización 21 no está respaldada por el viento, por lo que la turbina reducirá su velocidad para proporcionar la potencia a partir de la inercia giratoria. En dichos modos de realización, es deseable mantener la señal de ajuste el tiempo suficiente para obtener un pulso de potencia deseado antes de permitir que el sistema se recupere mientras opera bajo restricciones de fuente de energía. En un ejemplo específico, la fuente de energía incluye un generador con una restricción en la velocidad de rotación del generador.

[0061] Además de las restricciones de velocidad, otras restricciones operativas pueden incluir, por ejemplo, restricciones tales como restricciones de par de torsión de turbina (magnitud y tiempo), restricciones de velocidad de rampa y restricciones operativas depitchde pala. Las restricciones de par de torsión se establecen típicamente en base al diseño de turbina (es decir, en qué medida y durante cuánto tiempo una turbina puede resistir una operación por encima de su punto operativo nominal). El filtrado de frecuencia de salida 42 se puede usar para incorporar protecciones para dichas restricciones operativas.

[0062] Existen varias opciones para un control a nivel distribuido y de sistema (o "central"). En un modo de realización, el limitador de banda muerta 25, el conformador de potencia 33, el controlador de límite 29 y/o el conformador de par de torsión 60 están incorporados en un controlador de sistema de generación de potencia 32 (FIG. 2). En otro modo de realización, el limitador de banda muerta 25, el conformador de potencia 33, el controlador de límite 29 y/o el conformador de par de torsión 60 están incorporados en un controlador 24 de una fuente de energía 14 (FIG. 2). Como otra alternativa, un controlador separado (no mostrado) se puede acoplar al controlador de sistema 32 o al controlador de fuente 24, o las diversas subunidades/funciones de control se pueden distribuir entre varios controladores.

[0063] Asimismo, la estimación de frecuencia puede ser centralizada o distribuida. En otras palabras, una señal de frecuencia se puede obtener por cualquier medio deseado con varios ejemplos, que incluyen: mediciones en la fuente de energía, mediciones en un punto de subestación 19 (FIG. 2), mediciones en la conexión de la empresa de servicios públicos, o información de la empresa de servicios públicos. Típicamente, las mediciones se obtienen en una subestación porque las fluctuaciones de potencia tienden a modular la frecuencia aparente (definida como la velocidad de cambio del ángulo de tensión) de manera diferente en cada turbina.

[0064] Esta descripción escrita usa ejemplos para divulgar la invención, incluyendo el modo preferente, y también para posibilitar que cualquier experto en la técnica ponga en práctica la invención, lo que incluye fabricar y usar cualquier dispositivo o sistema y llevar a cabo cualquier procedimiento incorporado. El alcance patentable de la invención se define por las reivindicaciones y puede incluir otros ejemplos concebidos por los expertos en la técnica.

Claims (12)

REIVINDICACIONES

1. Un procedimiento para controlar una turbina eólica (14, 15, 16) de un parque eólico (11) conectado a una red eléctrica (12) en un punto de interconexión (19), utilizándose la red eléctrica (12) para transferir potencia eléctrica desde el parque eólico (11) a cargas eléctricas, comprendiendo el procedimiento:

monitorizar una frecuencia de la red eléctrica (12);

medir una potencia real en el punto de interconexión (19) que conecta el parque eólico (11) a la red eléctrica (12) como potencia de red medida antes de un evento;

en respuesta a la detección de un evento de frecuencia que se produce en la red eléctrica (12), activar un esquema de control para cumplir con uno o más requisitos de red de la red eléctrica (12), comprendiendo el esquema de control:

incrementar la potencia de salida de la turbina eólica (14, 15, 16) hasta, al menos, la potencia de red medida antes de un evento en el punto de interconexión (19);

calcular un factor de corrección de potencia para una consigna de potencia de la turbina eólica (14, 15, 16) en función de, al menos, el evento de frecuencia;

ajustar la consigna de potencia por medio del factor de corrección de potencia de modo que la potencia de salida siga una trayectoria predeterminada;

controlar, por medio de un controlador de turbina (24, 26, 28), la turbina eólica (14, 15, 16) en base a la consigna de potencia ajustada mientras el esquema de control esté activado;

aplicar una ganancia al factor de corrección de potencia para obtener un factor de corrección de potencia ajustado, determinándose la ganancia en función de uno o más límites eléctricos o mecánicos de la turbina eólica (14, 15, 16); y

calcular un factor de corrección de par de torsión (65) en función del factor de corrección de potencia ajustado y una velocidad de la turbina eólica (14, 15, 16);

añadir el factor de corrección de par de torsión a una consigna de par de torsión como un término de alimentación anticipada; y,

añadir el factor de corrección de potencia ajustado a la consigna de potencia en el bucle cerrado del regulador de potencia (39).

2. El procedimiento de la reivindicación 1, que comprende además imponer un modo por encima del valor nominal cuando se activa el esquema de control de modo que un regulador de velocidad regula un ángulo depitchy un regulador de potencia regula la consigna de par de torsión.

3. El procedimiento de cualquier reivindicación precedente, que comprende además conmutar un modo de operación cuando el esquema de control está desactivado, desde el modo impuesto por encima del valor nominal a una condición de operación óptima o conmutar el modo de operación desde el modo de operación por encima del valor nominal a un modo de operación por debajo del valor nominal donde el regulador de velocidad está controlando la consigna de par de torsión.

4. El procedimiento de cualquier reivindicación precedente, en el que, si la turbina eólica (14, 15, 16) está operando en el modo de operación por debajo del valor nominal cuando se detecta el evento de frecuencia, el procedimiento comprende además conmutar el modo al modo de operación por encima del valor nominal cuando se activa el esquema de control.

5. El procedimiento de cualquier reivindicación precedente, que comprende además conmutar el modo nuevamente al modo de operación por debajo del valor nominal cuando finaliza el evento de frecuencia.

6. El procedimiento de cualquier reivindicación precedente, en el que el esquema de control comprende además cambiar una consigna de velocidad de la turbina eólica (14, 15, 16) a una velocidad nominal de la turbina eólica (14, 15, 16) por medio de una transferencia sin perturbaciones.

7. El procedimiento de cualquier reivindicación precedente, en el que, mientras se conmuta el modo nuevamente al modo de operación por debajo del valor nominal, la etapa de cambiar la consigna de velocidad de la turbina eólica (14, 15, 16) a la velocidad nominal de la turbina eólica (14, 15, 16) por medio de la transferencia sin perturbaciones comprende además:

hacer un seguimiento, por medio de al menos un filtro, de la velocidad actual de la turbina eólica (14, 15, 16); e

incrementar gradualmente la consigna de velocidad en base al seguimiento hasta alcanzar la velocidad nominal para salir suavemente del esquema de control.

8. El procedimiento de cualquier reivindicación precedente, en el que, si la turbina eólica (14, 15, 16) está operando en el modo de operación por encima del valor nominal, el procedimiento comprende además:

salir del esquema de control cuando finaliza el evento de frecuencia por medio de un proceso operativo estándar, comprendiendo el proceso operativo estándar:

incrementar la consigna de potencia ajustada hasta una consigna de potencia predeterminada.

9. El procedimiento de cualquiera de las reivindicaciones precedentes, que comprende además inhabilitar uno o más bucles de control del controlador de turbina (24, 26, 28) mientras el esquema de control esté activado, en el que inhabilitar los uno o más bucles de control evita una caída de potencia adicional de la turbina eólica (14, 15, 16).

10. Un sistema de estabilización (21) para un sistema de generación de potencia eólica conectado a una red eléctrica (12) en un punto de interconexión (19), utilizándose la red eléctrica (12) para transferir potencia eléctrica desde el sistema de generación de potencia eólica (11) a cargas eléctricas, comprendiendo el sistema de estabilización (21):

un dispositivo de medición (30) acoplado eléctricamente al punto de interconexión (19) entre el sistema de generación de potencia eólica y la red eléctrica (12), estando el dispositivo de medición configurado para medir una potencia real en el punto de interconexión (19) que conecta el parque eólico (11) a la red eléctrica (12) como una potencia de red medida antes de un evento;

un limitador de banda muerta (25) para detectar cuándo una señal está fuera de un intervalo de señal respectivo, en el que la señal comprende una frecuencia;

un conformador de potencia (33) para proporcionar un factor de corrección de potencia suplementaria en función de la frecuencia;

un conformador de par de torsión (60) para incrementar inicialmente la potencia de salida de la turbina eólica (14, 15, 16) a la potencia de red medida antes de un evento en el punto de interconexión (19) y ajustar la consigna de potencia en función del factor de corrección de potencia suplementaria para aumentar temporalmente la potencia suministrada a la red eléctrica (12) en respuesta a que la señal esté fuera del intervalo de señal respectivo; comprendiendo el conformador de par de torsión:

un controlador de turbina (24, 26, 28) para controlar la turbina eólica (14, 15, 16) en base a la consigna de potencia ajustada mientras la señal esté fuera del intervalo de señal respectivo;

un bloque de ganancia (50) para aplicar una ganancia al factor de corrección de potencia para obtener un factor de corrección de potencia ajustado, determinándose la ganancia en función de uno o más límites eléctricos o mecánicos de la turbina eólica (14, 15, 16); y

un módulo de optimización de regulación de potencia (74) para calcular un factor de corrección de par de torsión (65) en función del factor de corrección de potencia ajustado (64) y una velocidad (78) de la turbina eólica (14, 15, 16), añadir el factor de corrección de par de torsión a una consigna de par de torsión como un término de alimentación anticipada, y añadir el factor de corrección de potencia ajustado a la consigna de potencia en el bucle cerrado del regulador de potencia (39).

11. El sistema de estabilización (21) de la reivindicación 10, que comprende además un selector de modo operativo para determinar un modo de operación de la turbina eólica (14, 15, 16), en el que el selector de modo operativo está configurado para imponer un modo por encima del valor nominal cuando el esquema de control está activado de modo que un regulador de velocidad regula un ángulo depitchy un regulador de potencia regula la consigna del par de torsión, en el que el selector de modo operativo está configurado además para conmutar un modo de operación, cuando el esquema de control está desactivado, desde el modo impuesto por encima del valor nominal a una condición de operación óptima o conmutar el modo de operación desde el modo de operación por encima del valor nominal a un modo de operación por debajo del valor nominal donde el regulador de velocidad controla la consigna de par de torsión.

12. El sistema de estabilización (21) de cualquiera de las reivindicaciones 10 u 11, que comprende además un módulo de transferencia sin perturbaciones para cambiar una consigna de velocidad de la turbina eólica (14, 15, 16) a una velocidad nominal de la turbina eólica (14, 15, 16) mientras se conmuta el modo de operación nuevamente al modo de operación por debajo del valor nominal, comprendiendo el módulo de transferencia sin perturbaciones un filtro pasa bajos para hacer un seguimiento de la velocidad actual de la turbina eólica (14, 15, 16) e incrementar gradualmente la consigna de velocidad en base al seguimiento hasta que se alcanza la velocidad nominal para salir suavemente del esquema de control.