ES2968396T3

ES2968396T3 - Sistema y procedimiento para operar un activo de generación de potencia

Info

Publication number: ES2968396T3
Application number: ES21204219T
Authority: ES
Inventors: Cornelius Edward Holliday; Talha Irfanul Haque; David Scott Wilmer
Original assignee: General Electric Renovables Espana SL
Current assignee: General Electric Renovables Espana SL
Priority date: 2020-10-30
Filing date: 2021-10-22
Publication date: 2024-05-09
Anticipated expiration: 2041-10-22
Also published as: US20220137118A1; EP3993208A1; US11567116B2; EP3993208B1; CN114530827A; DK3993208T3

Abstract

Se proporcionan un sistema y un método para operar un activo de generación de energía. En consecuencia, un controlador detecta una condición de falla que afecta al activo de generación de energía. Luego, el controlador determina si la condición de falla ocurre en el activo de generación de energía o en la red eléctrica. Cuando la condición de falla ocurre en el activo de generación de energía, se implementa un esquema de control de primera respuesta. Sin embargo, cuando ocurre la condición de falla en la red eléctrica, se implementa un segundo esquema de control de respuesta. Los esquemas de control de respuesta incluyen un primer umbral de corriente y un segundo umbral de corriente respectivamente, siendo el primer umbral de corriente menor que el segundo umbral de corriente. Además, cuando una corriente se aproxima al umbral de corriente correspondiente, se implementa una acción de control. (Traducción automática con Google Translate, sin valor legal)

Description

DESCRIPCIÓN

Sistema y procedimiento para operar un activo de generación de potencia

Campo

[0001]La presente divulgación se refiere, en general, a activos de generación de potencia, y, más en particular, a sistemas y procedimientos para operar activos de generación de potencia durante una condición de fallo.

Antecedentes

[0002]Como se divulga en el presente documento, los activos de generación de potencia pueden adoptar una variedad de formas y pueden incluir activos de generación de potencia que dependen de fuentes de energía renovables y/o no renovables. Los activos de generación de potencia que dependen de fuentes de energía renovables se pueden considerar, en general, una de las fuentes de energía más limpias y más respetuosas con el medio ambiente disponibles actualmente. Por ejemplo, las turbinas eólicas han obtenido una creciente atención a este respecto. Una turbina eólica moderna típicamente incluye una torre, un generador, una caja de engranajes, una góndola y una o más palas de rotor. La góndola incluye un conjunto de rotor acoplado a la caja de engranajes y al generador. El conjunto de rotor y la caja de engranajes están montados en un bastidor de soporte de bancada localizado dentro de la góndola. Las palas de rotor capturan energía cinética del viento usando principios de perfil alar conocidos. Las palas de rotor transmiten la energía cinética en forma de energía de rotación para 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, la energía eléctrica se puede transmitir a un convertidor y/o a un transformador alojado dentro de la torre y posteriormente utilizar en una red de suministro. Los sistemas de generación de potencia eólica modernos típicamente adoptan la forma de un parque eólico que tiene múltiples generadores de turbina eólica que se pueden operar para suministrar potencia a un sistema de transmisión que proporciona potencia a una red eléctrica.

[0003]Para suministrar potencia a la red eléctrica, los activos de generación de potencia, en general, necesitan cumplir determinados requisitos de red. Por ejemplo, se pueden requerir activos de generación de potencia para ofrecer una capacidad de soporte ante un fallo (“fault-ride through”) (por ejemplo, capacidad de soporte ante huecos de voltaje bajo (“low-voltage ride through”)). Este requisito puede exigir que una turbina eólica permanezca conectada a la red eléctrica durante uno o más eventos transitorios en la red, tal como un fallo de red. Como se usa en el presente documento, se pretende que el término "fallo de red" o similar cubra un cambio abrupto o imprevisto de la magnitud de un voltaje de red durante una determinada duración de tiempo. Por ejemplo, cuando se produce un fallo de red, el voltaje del sistema puede disminuir en una parte significativa durante una corta duración (por ejemplo, típicamente menos de 500 milisegundos). Se pueden producir fallos de red por una variedad de motivos, incluyendo, pero sin limitarse a, un conductor de fase conectado a tierra (es decir, un fallo a tierra), cortocircuitos entre conductores de fase, rayos y/o tormentas de viento, y/o conexión a tierra de una línea de transmisión accidental.

[0004]Para proporcionar la capacidad de soporte ante fallo requerida, se pueden configurar rasgos característicos protectores contra sobrecorriente (“overcurrent”) para requerir una cantidad significativa de sobrecorriente durante una duración prolongada antes de la desconexión (“tripping”). Esto puede permitir que el activo de generación de potencia continúe proporcionando potencia a la red eléctrica a lo largo de todo el fallo. Sin embargo, dichas configuraciones de sobrecorriente/duración también pueden permitir que una cantidad indeseable de corriente circule desde la red eléctrica a los componentes del activo de generación de potencia cuando el fallo se produce en el activo de generación de potencia, en lugar de en la red eléctrica. Por ejemplo, si un componente del sistema eléctrico del sistema de generación de potencia se conecta a tierra involuntariamente, una cantidad de potencia puede circular desde la red eléctrica y hacia el activo de generación de potencia sin desconectar los rasgos característicos protectores contra sobrecorriente. En consecuencia, los componentes del sistema eléctrico del activo de generación de potencia se pueden diseñar para resistir mayores corrientes de fallo durante más tiempo de lo que típicamente sería deseable cuando se trata de un fallo localizado dentro del activo de generación de potencia. Esto, a su vez, puede incrementar el coste y/o dar como resultado una degradación indeseable de los componentes del sistema eléctrico.

[0005]El documento US7881888 B2 divulga una operación de LVRT en caso de fallo de red y una parada en caso de un fallo interno.

[0006]Por tanto, la técnica busca continuamente sistemas y procedimientos nuevos y mejorados que aborden los problemas mencionados anteriormente. Como tal, la presente divulgación está dirigida a sistemas y procedimientos para controlar un activo de generación de potencia en respuesta a una condición de fallo.

Breve descripción

[0007]Los aspectos y ventajas de la invención se expondrán en parte en la siguiente descripción, o pueden ser evidentes a partir de la descripción, o se pueden aprender a través de la práctica de la invención.

[0008]En un aspecto, la presente divulgación está dirigida a un procedimiento para operar un activo de generación de potencia conectado a una red eléctrica. El procedimiento puede incluir detectar, por medio de un controlador, una condición de fallo que tiene un impacto en el activo de generación de potencia. Adicionalmente, el procedimiento puede incluir determinar, por medio del controlador, si la condición de fallo se produce en el activo de generación de potencia o se produce en la red eléctrica. El procedimiento también puede incluir implementar un primer esquema de control de respuesta que define un primer umbral de corriente cuando la condición de fallo se produce en el activo de generación de potencia, y un segundo esquema de control de respuesta que define un segundo umbral de corriente cuando la condición de fallo se produce en la red eléctrica. El primer umbral de corriente puede ser menor que el segundo umbral de corriente. Además, el procedimiento puede incluir implementar una acción de control en respuesta a una aproximación de una corriente al primer umbral de corriente cuando la condición de fallo se produce en el activo de generación de potencia y al segundo umbral de corriente cuando el fallo se produce en la red eléctrica.

[0009]En un modo de realización, el primer esquema de control de respuesta puede incluir al menos un primer parámetro de control y un primer parámetro de protección. Adicionalmente, el segundo esquema de control de respuesta puede incluir al menos un segundo parámetro de control y un segundo parámetro de protección.

[0010]En un modo de realización adicional, los primer y segundo parámetros de protección pueden comprender cada uno una característica operativa de sobrecorriente temporizada, una característica operativa de sobrecorriente retardada instantánea, una característica operativa de sobrecorriente de umbral instantáneo, una característica operativa de sobrecorriente de tiempo definido, una característica operativa de sobrecorriente de tiempo inverso y/o una característica operativa de sobrecorriente híbrida.

[0011]En otro modo de realización, detectar la condición de fallo también puede incluir detectar, por medio del controlador, una magnitud de la corriente que excede una corriente nominal del activo de generación de potencia.

[0012]Aún en otro modo de realización, la corriente puede incluir una corriente de red, una corriente de generador, una corriente de convertidor de línea, una corriente de conjunto (“an array current”), una corriente de descarga de dispositivo de almacenamiento de energía y/o una corriente a nivel de sistema.

[0013]En un modo de realización, determinar si la condición de fallo se produce en el activo de generación de potencia o en la red eléctrica también puede incluir recibir, por medio del controlador, una indicación de al menos un primer parámetro eléctrico monitorizado por un sensor operativo. El procedimiento también puede incluir calcular, por medio del controlador, al menos un segundo parámetro eléctrico. En base al menos a los primer y segundo parámetros eléctricos, el procedimiento puede incluir determinar, por medio de un módulo de análisis del controlador, una localización de fallo del fallo.

[0014]En un modo de realización adicional, el primer parámetro eléctrico puede incluir un voltaje de estátor, una corriente de estátor, un voltaje de línea y/o una corriente de línea. Adicionalmente, el segundo parámetro eléctrico puede incluir indicaciones calculadas de una potencia de estátor, un voltamperio reactivo (VAR) de estátor, una potencia de línea, un VAR de línea y un estado de soporte ante un evento en la red.

[0015]En otro modo de realización, determinar la localización de fallo del fallo también puede incluir correlacionar, por medio del controlador, la localización de fallo con un componente de un sistema eléctrico del activo de generación de potencia.

[0016]Aún en otro modo de realización, el procedimiento puede incluir implementar, por medio del controlador, un esquema de control de respuesta de componente de una pluralidad de esquemas de control de respuesta de componente del primer esquema de control de respuesta que corresponde al componente del sistema eléctrico que se correlaciona con la localización de fallo.

[0017]En un modo de realización, cada esquema de control de respuesta de componente de la pluralidad de esquemas de control de respuesta de componente puede incluir un conjunto correspondiente de parámetros de control. Adicionalmente, implementar el esquema de control de respuesta de componente puede incluir modificar al menos una respuesta de control del activo de generación de potencia en base a los parámetros de control correspondientes.

[0018]En un modo de realización adicional, el procedimiento puede incluir detectar, por medio del controlador, una indicación continuada de la condición de fallo tras la implementación de la acción de control. El procedimiento también puede incluir desconectar un rasgo característico protector del activo de generación de potencia en respuesta a la indicación continuada de la condición de fallo.

[0019]En otro modo de realización, el procedimiento puede incluir implementar, por medio del controlador, una secuencia de retardo entre la implementación de la acción de control y la detección de la condición de fallo tras la implementación de la acción de control.

[0020]Aún en otro modo de realización, el activo de generación de potencia puede incluir una turbina eólica, un activo de generación de potencia solar, una central hidroeléctrica y/o una instalación de generación de potencia híbrida.

[0021]En otro aspecto, la presente divulgación está dirigida a un sistema para operar un activo de generación de potencia conectado a una red eléctrica. El sistema puede incluir un generador acoplado operativamente a la red eléctrica, al menos un sensor acoplado operativamente entre la red eléctrica y el generador, y un controlador acoplado en comunicación al/a los sensor(es). El controlador puede incluir al menos un procesador configurado para realizar una pluralidad de operaciones. La pluralidad de operaciones puede incluir cualquiera de las operaciones y/o rasgos característicos descritos en el presente documento.

[0022]Estos y otros rasgos característicos, 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 una parte de esta memoria descriptiva, ilustran modos de realización de la invención y, conjuntamente con la descripción, sirven para explicar los principios de la invención.

Breve descripción de los dibujos

[0023]Una divulgación completa y suficiente de la presente invención, incluyendo el mejor modo de la misma, dirigida a un experto en la técnica, se expone en la memoria descriptiva, que hace referencia a las figuras adjuntas, en las que:

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

la FIG. 2 ilustra una vista interna en perspectiva de un modo de realización de una góndola de la turbina eólica de acuerdo con la presente divulgación;

la FIG. 3 ilustra un diagrama esquemático de un modo de realización de un sistema eléctrico para su uso con el activo de generación de potencia de acuerdo con la presente divulgación;

la FIG. 4 ilustra un diagrama de bloques de un modo de realización de un controlador para su uso con el activo de generación de potencia de acuerdo con la presente divulgación; y

la FIG. 5 ilustra un diagrama de flujo de un modo de realización de una lógica de control de un sistema para operar el activo de generación de potencia de acuerdo con la presente divulgación.

[0024]Se pretende que el uso repetido de caracteres de referencia en la presente memoria descriptiva y dibujos represente idénticos o análogos rasgos característicos o elementos de la presente invención.

Descripción detallada

[0025]Ahora se hará referencia en detalle a modos de realización de la invención, ilustrándose uno o más de sus ejemplos 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. Por ejemplo, se pueden usar los rasgos característicos ilustrados o descritos como parte de un modo de realización con otro modo de realización para proporcionar todavía otro modo de realización. Por tanto, se pretende que la presente invención cubra dichas modificaciones y variaciones que entran dentro del alcance de las reivindicaciones adjuntas y de sus equivalentes.

[0026]Como se usa en el presente documento, los términos "primero", "segundo" y "tercero" se pueden usar de manera intercambiable para distinguir un componente de otro y no se pretende que signifiquen la localización o importancia de los componentes individuales.

[0027]Los términos "acoplado", "fijado", "sujeto a" y similares se refieren tanto al acoplamiento, fijación o sujeción directos como al acoplamiento, fijación o sujeción indirectos a través de uno o más componentes o rasgos característicos intermedios, a menos que se especifique de otro modo en el presente documento.

[0028]Se aplica un lenguaje aproximado, como se usa en el presente documento a lo largo de la memoria descriptiva y de las reivindicaciones, para modificar cualquier representación cuantitativa que podría variar de forma permisible sin dar como resultado un cambio en la función básica con la que se relaciona. En consecuencia, un valor modificado por un término o términos, tal como "aproximadamente" y "sustancialmente", no se debe limitar al valor preciso especificado. En al menos algunos casos, el lenguaje aproximado puede corresponder a la precisión de un instrumento para medir el valor, o la precisión de los procedimientos o máquinas para construir o fabricar los componentes y/o sistemas. Por ejemplo, el lenguaje aproximado se puede referir a estar dentro de un margen de un 10 %.

[0029]Aquí y a lo largo de la memoria descriptiva y de las reivindicaciones, las limitaciones de intervalo se combinan e intercambian, dichos intervalos se identifican e incluyen todos los subintervalos contenidos en los mismos a menos que el contexto o el lenguaje lo indique de otro modo. Por ejemplo, todos los intervalos divulgados en el presente documento incluyen los valores extremo, y los valores extremo son independientemente combinables entre sí.

[0030]En general, la presente divulgación está dirigida a sistemas y procedimientos para operar un activo de generación de potencia durante condiciones de fallo. Específicamente, los sistemas y procedimientos divulgados en el presente documento pueden adaptar el esquema de control de respuesta implementado durante una condición de fallo en base a si el fallo se produce en el activo de generación de potencia o en la red eléctrica. Cuando se determina que el fallo se produce en la red eléctrica, el esquema de control implementado puede emplear un rasgo característico protector contra sobrecorriente con un umbral de corriente que requiera una cantidad relativamente alta de sobrecorriente durante una duración relativamente prolongada antes de la desconexión (por ejemplo, apertura). Esto puede permitir que la corriente generada circule de forma segura desde el activo de generación de potencia a la red eléctrica, como se requiera por las regulaciones de la red.

[0031]A diferencia del fallo de red (por ejemplo, un fallo externo), cuando se determina que el fallo se produce en el activo de generación de potencia (por ejemplo, un fallo interno), el esquema de control implementado puede emplear un rasgo característico protector contra sobrecorriente con un umbral de corriente que requiera menor sobrecorriente durante una duración más corta para desconectarse que cuando el fallo se produce en la red eléctrica. Este enfoque puede servir para proteger los componentes del activo de generación de potencia de una sobrecorriente transmitida al activo de generación de potencia cuando está presente un cortocircuito en el activo de generación de potencia. En otras palabras, si se conecta a tierra un cortocircuito en el activo de generación de potencia mientras el activo de generación de potencia está conectado a la red eléctrica, una corriente eléctrica de la red eléctrica puede circular hacia el activo de generación de potencia en un esfuerzo por buscar conexión a tierra (por ejemplo, un flujo opuesto al flujo normal de potencia desde el activo de generación de potencia a la red eléctrica). Este flujo de corriente desde la red eléctrica puede sobrecargar los componentes del activo de generación de potencia si los rasgos característicos protectores contra sobrecorriente están configurados en base al requisito de mantener el flujo de potencia desde el activo de generación de potencia a la red eléctrica en caso de un fallo de red. Por tanto, puede ser deseable la capacidad de desconectarse rápidamente en caso de un cortocircuito interno que prevenga el flujo de potencia desde la red eléctrica al activo de generación de potencia.

[0032]Se debe apreciar que la utilización de los sistemas y procedimientos descritos en el presente documento puede permitir que el activo de generación de potencia permanezca cerrado (por ejemplo, no se desconecte) al encontrarse un fallo de red soportable, pero se desconecte rápidamente cuando se detecte un cortocircuito interno. Esto, a su vez, puede permitir que los componentes internos del circuito del activo de generación de potencia (por ejemplo, cables, barras colectoras, contactores y/o fusibles) se diseñen a un menor coste debido a las reducidas demandas de capacidad nominal de corriente de protección contra sobrecorriente. Adicionalmente, implementar diferentes esquemas de control para las respuestas a fallos internos frente a externos puede permitir la conexión de los activos de generación de potencia a redes de potencia de mayor voltaje (sin necesitar un rediseño de los componentes del activo de generación de potencia), ya que los componentes internos del activo de generación de potencia se pueden proteger de la mayor corriente de la red eléctrica de mayor voltaje por un esquema de control adaptado.

[0033]En referencia ahora a los dibujos, la FIG. 1 ilustra una vista en perspectiva de un modo de realización de un activo de generación de potencia 100 de acuerdo con la presente divulgación. Como se muestra, el activo de generación de potencia 100 se puede configurar como una turbina eólica 114. En un modo de realización adicional, el activo de generación de potencia 100 se puede configurar, por ejemplo, como un activo de generación de potencia solar, una central hidroeléctrica, un generador de combustibles fósiles y/o un activo de generación de potencia híbrido.

[0034]Al configurarse como una turbina eólica 114, el activo de generación de potencia 100 puede incluir, en general, una torre 102 que se extiende desde una superficie de soporte 104, una góndola 106 montada en la torre 102 y un rotor 108 acoplado a la góndola 106. El rotor 108 incluye un buje 110 rotatorio y al menos una pala de rotor 112 acoplada a y que se extiende hacia afuera del buje 110. Por ejemplo, en el modo de realización ilustrado, el rotor 108 incluye tres palas de rotor 112. Sin embargo, en un modo de realización alternativo, el rotor 108 puede incluir más o menos de tres palas de rotor 112. Cada pala de rotor 112 se puede espaciar alrededor del buje 110 para facilitar la rotación del rotor 108 para posibilitar que la energía cinética se transfiera, a partir del viento, en energía mecánica utilizable y, posteriormente, en energía eléctrica. Por ejemplo, el buje 110 se puede acoplar de forma rotatoria a un generador eléctrico 118 (FIG. 2) de un sistema eléctrico 400 (FIG. 2) situado dentro de la góndola 106 para permitir que se produzca energía eléctrica.

[0035]La turbina eólica 114 también puede incluir un controlador 200 centralizado dentro de la góndola 106. Sin embargo, en otros modos de realización, el controlador 200 se puede localizar dentro de cualquier otro componente de turbina eólica 114 o en una localización fuera de la turbina eólica. Además, el controlador 200 puede estar acoplado en comunicación a cualquier número de componentes de la turbina eólica 114 para controlar los componentes. Como tal, el controlador 200 puede incluir un ordenador u otra unidad de procesamiento adecuada. Por tanto, en varios modos de realización, el controlador 200 puede incluir instrucciones legibles por ordenador adecuadas que, cuando se implementan, configuran el controlador 200 para realizar diversas funciones diferentes, tales como recibir, transmitir y/o ejecutar señales de control de turbina eólica.

[0036]En referencia ahora a las FIGS. 2 y 3, se ilustran una vista interna simplificada de un modo de realización de la góndola 106 y un sistema eléctrico 400 de ejemplo del activo de generación de potencia 100. Como se muestra, el generador 118 se puede acoplar al rotor 108 para producir potencia eléctrica a partir de la energía de rotación generada por el rotor 108. Por ejemplo, como se muestra en el modo de realización ilustrado, el rotor 108 puede incluir un eje de rotor 122 acoplado al buje 110 para su rotación con el mismo. El eje de rotor 122 se puede soportar de forma rotatoria por un rodamiento (“bearing”) 144 principal. El eje de rotor 122, a su vez, se puede acoplar de forma rotatoria a un eje rápido 124 del generador 118 a través de una caja de engranajes 126 opcional conectada a un bastidor de soporte de bancada 136 por uno o más brazos de par de torsión 142. Como se entiende, en general, el eje de rotor 122 puede proporcionar una entrada de par de torsión alto y velocidad baja a la caja de engranajes 126 en respuesta a la rotación de las palas de rotor 112 y del buje 110. La caja de engranajes 126, entonces, se puede configurar con una pluralidad de engranajes para convertir la entrada de par de torsión alto y velocidad baja en una salida de par de torsión bajo y velocidad alta para accionar el eje rápido 124 y, por tanto, el generador 118. En un modo de realización, la caja de engranajes 126 se puede configurar con múltiples proporciones de engranajes para producir velocidades de rotación variables del eje rápido para una entrada de velocidad baja dada o viceversa.

[0037]Cada pala de rotor 112 también puede incluir un mecanismo de control depitch120 configurado para rotar la pala de rotor 112 alrededor de su eje depitch116. Cada mecanismo de control depitch120 puede incluir un motor de accionamiento depitch128 (por ejemplo, cualquier motor eléctrico, hidráulico o neumático adecuado), una caja de engranajes de accionamiento depitch130 y un piñón de accionamiento depitch132. En dichos modos de realización, el motor de accionamiento depitch128 se puede acoplar a la caja de engranajes de accionamiento depitch130 de modo que el motor de accionamiento depitch128 confiera fuerza mecánica a la caja de engranajes de accionamiento depitch130. De forma similar, la caja de engranajes de accionamiento depitch130 se puede acoplar al piñón de accionamiento depitch132 para su rotación con el mismo. El piñón de accionamiento depitch132, a su vez, se puede engranar en rotación con un rodamiento depitch134 acoplado entre el buje 110 y una pala de rotor 112 correspondiente de modo que la rotación del piñón de accionamiento depitch132 provoque la rotación del rodamiento depitch134. Por tanto, en dichos modos de realización, la rotación del motor de accionamiento depitch128 acciona la caja de engranajes de accionamiento depitch130 y el piñón de accionamiento depitch132, rotando, de este modo, el rodamiento depitch134 y la(s) pala(s) de rotor 112 alrededor del eje depitch116. De forma similar, la turbina eólica 114 puede incluir uno o más mecanismos de accionamiento de orientación (“yaw drive mechanisms”) 138 acoplados en comunicación al controlador 200, estando configurado cada mecanismo de accionamiento de orientación 138 para cambiar el ángulo de la góndola 106 en relación con el viento (por ejemplo, engranando un rodamiento de orientación (“yaw bearing”) 140 de la turbina eólica 114).

[0038]En referencia, en particular, a la FIG. 2, en un modo de realización, el activo de generación de potencia 100 puede incluir al menos un sensor operativo 158. El/los sensor(es) operativo(s) 158 se puede(n) configurar para detectar un rendimiento del activo de generación de potencia 100, por ejemplo, en respuesta a las condiciones ambientales. En un modo de realización, el/los sensor(es) operativo(s) 158 se puede(n) configurar para monitorizar una pluralidad de condiciones eléctricas, tales como deslizamiento, voltaje y corriente de estátor, voltaje y corriente de rotor, voltaje y corriente de lado de línea y/o cualquier otra condición eléctrica del activo de generación de potencia y/o la red eléctrica.

[0039]En un modo de realización, el/los sensor(es) operativo(s) 158 se puede(n) configurar como un sensor de red configurado para monitorizar al menos un parámetro de la potencia de la red eléctrica 179 y/o una salida de potencia del activo de generación de potencia 100 suministrada a la red eléctrica. 179. Por ejemplo, el/los sensor(es) operativo(s) 158 se puede(n) configurar para monitorizar continuamente el voltaje de la red eléctrica 179 como se observa por el activo de generación de potencia 100 y viceversa. En consecuencia, el/los sensor(es) operativo(s) 158 puede(n) ser, en un modo de realización, un amperímetro, un voltímetro, un ohmímetro y/o cualquier otro sensor adecuado para monitorizar la potencia de la red eléctrica 179 y/o la salida de potencia del activo de generación de potencia 100. En otras palabras, el/los sensor(es) operativo(s) 158 se puede(n) configurar para monitorizar la magnitud de la potencia que circula desde el activo de generación de potencia 100 y a la red eléctrica 179 en condiciones normales y/o de fallo de red, y la potencia que circula desde la red eléctrica 179 al activo de generación de potencia 100 en respuesta a un fallo dentro del activo de generación de potencia 100.

[0040]También se debe apreciar que, como se usa en el presente documento, el término "monitorizar" y variaciones del mismo indican que los diversos sensores del activo de generación de potencia 100 se pueden configurar para proporcionar una medición directa de los parámetros que se monitorizan o una medición indirecta de dichos parámetros. Por tanto, se pueden usar los sensores descritos en el presente documento, por ejemplo, para generar señales en relación con el parámetro que se monitoriza, que, a continuación, se pueden utilizar por el controlador 200 para determinar una condición o respuesta del activo de generación de potencia 100.

[0041]En referencia, en particular, a la FIG. 3, en un modo de realización, el sistema eléctrico 400 puede incluir diversos componentes para convertir la energía cinética del rotor 108 en una salida eléctrica de una forma aceptable para una red eléctrica conectada 179. Por ejemplo, en un modo de realización, el generador 118 puede ser un generador de inducción doblemente alimentado (“doubly-fed induction generator” o DFIG) que tenga un estátor 402 y un rotor de generador 404. El generador 118 se puede acoplar a un colector de estátor 406 y a un convertidor de potencia 408 por medio de un colector de rotor 410. En una configuración de este tipo, el colector de estátor 406 puede proporcionar una potencia multifásica de salida (por ejemplo, potencia trifásica) desde un estátor del generador 118, y el colector de rotor 410 puede proporcionar una potencia multifásica de salida (por ejemplo, potencia trifásica) del rotor de generador 404 del generador 118. Adicionalmente, el generador 118 se puede acoplar por medio del colector de rotor 410 a un convertidor de lado de rotor 412. El convertidor de lado de rotor 412 se puede acoplar a un convertidor de lado de línea 414 que, a su vez, se puede acoplar a un bus de lado de línea 416.

[0042]En un modo de realización, el convertidor de lado de rotor 412 y el convertidor de lado de línea 414 se pueden configurar para el modo operativo normal en una disposición trifásica de modulación por ancho de pulso (“pulse width modulation” o PWM) usando transistores bipolares de puerta aislada (“insulated gate bipolar transistors” o IGBT) como dispositivos de conmutación. Se pueden usar otros dispositivos de conmutación adecuados, tales como tiristores conmutados de puerta aislada, MOSFET, transistores bipolares, rectificadores controlados con silicona y/u otros dispositivos de conmutación adecuados. El convertidor de lado de rotor 412 y el convertidor de lado de línea 414 se pueden acoplar por medio de un enlace de CC 418 a través de un condensador de enlace de CC 420.

[0043]En un modo de realización, el convertidor de potencia 408 se puede acoplar al controlador 200 configurado como un controlador de convertidor 202 para controlar la operación del convertidor de potencia 408. Por ejemplo, el controlador de convertidor 202 puede enviar instrucciones de control al convertidor de lado de rotor 412 y al convertidor de lado de línea 414 para controlar la modulación de los elementos de conmutación usados en el convertidor de potencia 408 para establecer una consigna (“setpoint”) de par de torsión de generador y/o salida de potencia deseados.

[0044]Como se representa además en la FIG. 4, el sistema eléctrico 400, en un modo de realización, puede incluir un transformador 422 que acopla el activo de generación de potencia 100 a la red eléctrica 179 por medio de un punto de interconexión (“point of interconnect” o POI) 436. El transformador 422, en un modo de realización, puede ser un transformador de 3 devanados que incluya un devanado (“winding”) primario 424 de voltaje alto (por ejemplo, mayor de 12 KVAC). El devanado primario 424 de voltaje alto se puede acoplar a la red eléctrica 179. El transformador 422 también puede incluir un devanado secundario 426 de voltaje medio (por ejemplo, 6 KVAC) acoplado al colector de estátor 406 y un devanado auxiliar 428 de voltaje bajo (por ejemplo, 575 VAC, 690 VAC, etc.) acoplado al colector de línea 416. Se debe apreciar que el transformador 422 puede ser un transformador de tres devanados como se muestra, o de forma alternativa, puede ser un transformador de dos devanados que tenga solo un devanado primario 424 y un devanado secundario 426; puede ser un transformador de cuatro devanados que tenga un devanado primario 424, un devanado secundario 426 y un devanado auxiliar 428 y un devanado auxiliar adicional; o puede tener cualquier otro número adecuado de devanados.

[0045]En un modo de realización, el sistema eléctrico 400 puede incluir diversos rasgos característicos protectores 330 (FIG. 5) (por ejemplo, disyuntores de circuito, fusibles, contactores y otros dispositivos) para controlar y/o proteger los diversos componentes del sistema eléctrico 400. Por ejemplo, el sistema eléctrico 400, en un modo de realización, puede incluir un disyuntor de circuito de red (“grid circuit breaker”) 430, un disyuntor de circuito de colector de estátor (“stator bus circuit braker”) 432 y/o un disyuntor de circuito de colector de línea (“line bus circuit braker”) 434. El/los disyuntor(es) 430, 432, 434 del sistema eléctrico 400 puede(n) conectar o desconectar componentes correspondientes del sistema eléctrico 400 cuando una condición del sistema eléctrico 400 se aproxima a un umbral (por ejemplo, un umbral de corriente y/o un umbral operativo) del sistema eléctrico 400.

[0046]Con referencia a las FIGS. 4 y 5, se presentan múltiples modos de realización de un sistema 300 para controlar el activo de generación de potencia 100 de acuerdo con la presente divulgación. Como se muestra, en particular, en la FIG. 4, se ilustra un diagrama esquemático de un modo de realización de componentes adecuados que se pueden incluir dentro del sistema 300. Por ejemplo, como se muestra, el sistema 300 puede incluir el controlador 200 acoplado en comunicación al/a los sensor(es) operativo(s) 158. Además, como se muestra, el controlador 200 incluye uno o más procesadores 206 y dispositivos de memoria 208 asociados configurados para realizar una variedad de funciones implementadas por ordenador (por ejemplo, realizando los procedimientos, etapas, cálculos y similares y almacenando datos pertinentes como se divulga en el presente documento). Adicionalmente, el controlador 200 también puede incluir un módulo de comunicaciones 210 para facilitar las comunicaciones entre el controlador 200 y los diversos componentes del activo de generación de potencia 100. Además, el módulo de comunicaciones 210 puede incluir una interfaz de sensor 212 (por ejemplo, uno o más convertidores de analógico a digital) para permitir que las señales transmitidas desde el/los sensor(es) 158 se conviertan en señales que se puedan entender y procesar por los procesadores 206. Se debe apreciar que el/los sensor(es) 158 se puede(n) acoplar en comunicación al módulo de comunicaciones 210 usando cualquier medio adecuado. Por ejemplo, el/los sensor(es) 158 se puede(n) acoplar a la interfaz de sensor 212 por medio de una conexión por cable. Sin embargo, en otros modos de realización, el/los sensor(es) 158 se puede(n) acoplar a la interfaz de sensor 212 por medio de una conexión inalámbrica, tal como usando cualquier protocolo de comunicaciones inalámbricas adecuado conocido en la técnica. Adicionalmente, el módulo de comunicaciones 210 también se puede acoplar operativamente a un módulo de control de estado operativo 214 configurado para cambiar al menos un estado operativo de activo de generación de potencia.

[0047]Como se usa en el presente documento, el término "procesador" no solo se refiere a circuitos integrados a los que se hace referencia en la técnica como que se incluyen en un ordenador, sino que también se refiere a un controlador, un microcontrolador, un microordenador, un controlador de lógica programable (“programmable logic controller” o PLC), un circuito integrado específico de aplicación y otros circuitos programables. Adicionalmente, el/los dispositivo(s) de memoria 208 puede(n) comprender, en general, elemento(s) de memoria, que incluye(n), pero sin limitarse a, medio legible por ordenador (por ejemplo, memoria de acceso aleatorio (“random access memory” o RAM)), medio no volátil legible por ordenador (por ejemplo, una memoriaflash),un disquete, una memoria de solo lectura en disco compacto (“compact disc-read only memory”) o CD-ROM), un disco magnetoóptico (“magnetooptical disk” o MOD), un disco versátil digital (“digital versatile disc” o DVD) y/u otros elementos de memoria adecuados. Dicho(s) dispositivo(s) de memoria 208, en general, se puede(n) configurar para almacenar instrucciones legibles por ordenador adecuadas que, al implementarse por el/los procesador(es) 206, configuran el controlador 200 para realizar diversas funciones, incluyendo, pero sin limitarse a, determinar si la condición de fallo se produce en el activo de generación de potencia 100 y la red eléctrica 179 e implementar un esquema de control de respuesta adaptado en base a la determinación como se describe en el presente documento, así como otras diversas funciones implementadas por ordenador adecuadas.

[0048]En referencia, en particular, a la FIG. 5, en un modo de realización, el controlador 200 del sistema 300 puede detectar una condición de fallo 302 que tiene un impacto en el activo de generación de potencia 100. Como se representa en 304, el controlador 200 se puede configurar para determinar si la condición de fallo 302 se produce en el activo de generación de potencia 100 o se produce en la red eléctrica 179. En un modo de realización en el que el controlador 200 determina que la condición de fallo 302 se produce en el activo de generación de potencia 100, el sistema 300 puede implementar un primer esquema de control de respuesta 306 (por ejemplo, protocolo de respuesta). El primer esquema de control de respuesta 306 puede definir un primer umbral de corriente 308. Adicionalmente, en un modo de realización en el que el controlador 200 determina que la condición de fallo 302 se produce en la red eléctrica 179, el sistema 300 puede implementar un segundo esquema de control de respuesta 310. El segundo esquema de control de respuesta 310 puede definir un segundo umbral de corriente 312. En un modo de realización, el primer umbral de corriente 308 puede ser menor que el segundo umbral de corriente 312. En otras palabras, el primer umbral de corriente 308 puede facilitar la apertura (por ejemplo, desconexión) de un rasgo característico protector 330 del activo de generación de potencia 100 a una menor magnitud de sobrecorriente que la que se puede requerir cuando el fallo se produce en la red eléctrica 179. Como se representa en 314, el controlador 200 se puede configurar para detectar una aproximación de una corriente 316 al primer umbral de corriente 308 cuando se implementa el primer esquema de control de respuesta 306, y para detectar una aproximación de la corriente 316 al segundo umbral de corriente 312 cuando se implementa el segundo esquema de control de respuesta 310. Cuando el controlador 200 detecta la aproximación de la corriente 316 al respectivo umbral de corriente 308, 312, el controlador 200 puede implementar una acción de control 318.

[0049]En un modo de realización, la condición de fallo 302 puede indicar un flujo anormal de la corriente 316. La condición de fallo 302 puede incluir una desviación en el flujo de la corriente 316, con lo que la corriente 316 pasa por alto una ruta de carga nominal (por ejemplo, un cortocircuito). Por ejemplo, la condición de fallo 302 puede ser un fallo de conexión a tierra en el que se puede establecer una conexión no pretendida entre un conductor y la tierra. En otras palabras, la condición de fallo 302 puede ser una condición física que provoca que el rendimiento de un elemento de circuito se desvíe de un rendimiento nominal. Esto puede incluir, por ejemplo, cortocircuitos físicos, circuitos abiertos, fallos de componente y/o sobrecargas.

[0050]En un modo de realización, la condición de fallo 302 puede existir en la red eléctrica 179 (por ejemplo, un fallo externo) o bien en el activo de generación de potencia 100 (por ejemplo, un fallo interno). En un modo de realización en el que la condición de fallo 302 está presente en la red eléctrica 179, la potencia generada por el activo de generación de potencia 100 puede continuar circulando en la misma dirección como se observa durante las operaciones normales del activo de generación de potencia (por ejemplo, desde el activo de generación de potencia 100 a la red eléctrica 179). En un modo de realización, la condición de fallo 302, por ejemplo, puede corresponder a un evento de soporte ante huecos de voltaje nulo (“zero voltaje ride through” o ZVRT), un evento de soporte ante huecos de voltaje bajo (LVRT) y/o un evento de soporte ante huecos de voltaje alto (“high voltaje ridethrough” o HVRT) en el que se detecte un cambio rápido del voltaje de la red eléctrica 179, o los efectos del mismo, tal como por el/los sensor(es) operativo(s) 158. En un modo de realización de este tipo, el/los sensor(es) operativo(s) 158 se puede(n) acoplar operativamente al POI 436 y los datos recibidos por el controlador 200 pueden indicar un cambio rápido del voltaje de la red eléctrica 179.

[0051]En un modo de realización en el que la condición de fallo 302 puede existir en el activo de generación de potencia 100, la condición de fallo 302 puede ser indicativa de una condición dentro del activo de generación de potencia 100 que puede permitir que una magnitud de potencia circule desde la red eléctrica 179 al sistema eléctrico 400. Este flujo puede estar en exceso de una corriente nominal extraída de la red eléctrica 179 durante las operaciones normales del activo de generación de potencia 100 (por ejemplo, una porción de la corriente de red requerida para la operación del generador DFIG 118). En un modo de realización de este tipo, la corriente de la red eléctrica 179 puede exceder con creces las capacidades de los diversos componentes del sistema eléctrico 400. Se debe apreciar que, como se usa en el presente documento, la condición de fallo 302 que se produce dentro del activo de generación de potencia 100 puede incluir fallos en cualquier componente del sistema eléctrico 400, incluyendo todos los componentes eléctricos desde el POI 436 hasta el generador 118 (por ejemplo, líneas, contactores, colectores, filtros, disyuntores, etc.) como se pueda requerir para conectar el activo de generación de potencia 100 a la red eléctrica 179.

[0052]Como se representa en 320, detectar la condición de fallo 302 puede incluir detectar una magnitud de la corriente 316 que excede una corriente nominal (por ejemplo, una capacidad de corriente nominal, una capacidad nominal de corriente de diseño o una capacidad nominal de corriente de la placa de características) para el activo de generación de potencia 100. En un modo de realización de este tipo, la corriente 316 se puede detectar por el/los sensor(es) operativo(s) 158. La corriente 316 puede incluir una corriente de red, una corriente de generador, una corriente de convertidor de línea, una corriente de conjunto, una corriente de descarga de dispositivo de almacenamiento de energía y/o una corriente a nivel de sistema.

[0053]En un modo de realización, el primer esquema de control de respuesta 306 puede incluir al menos un primer parámetro de control 322. De forma similar, en un modo de realización, el segundo esquema de control de respuesta 310 puede incluir al menos un segundo parámetro de control 324. Los primer y segundo parámetros de control 322, 324, en un modo de realización, pueden ser una pluralidad de ganancias de control utilizadas por el controlador 200 para determinar un punto operativo deseado para un componente del activo de generación de potencia 100.

[0054]En un modo de realización adicional, el primer esquema de control de respuesta 306 puede incluir al menos un primer parámetro de protección 326. De forma similar, en un modo de realización, el segundo esquema de control de respuesta 310 puede incluir al menos un segundo parámetro de protección 328. Los primer y segundo parámetros de protección 326, 328 pueden incluir diversos umbrales y/o retardos de tiempo para los diversos rasgos característicos protectores 330 del sistema eléctrico 400. En consecuencia, en un modo de realización, los primer y segundo parámetros de protección 326, 328 pueden incluir cada uno una característica operativa de sobrecorriente temporizada, una característica operativa de sobrecorriente retardada instantánea, una característica operativa de sobrecorriente de umbral instantáneo, una característica operativa de sobrecorriente de tiempo definido, una característica operativa de sobrecorriente de tiempo inverso y/o una característica operativa de sobrecorriente híbrida de los rasgos característicos protectores 330. Se debe apreciar que los parámetros de protección 326, 328 pueden describir las características de respuesta de los diversos rasgos característicos protectores 330 a una condición de sobrecorriente. Por ejemplo, un rasgo característico protector 330 que tiene una característica operativa de sobrecorriente de umbral instantáneo se puede desconectar exclusivamente en base a la magnitud de la sobrecorriente. Sin embargo, un rasgo característico protector 330 que tiene una característica operativa de sobrecorriente basada en el tiempo se puede desconectar en base a una combinación de magnitud de sobrecorriente y duración de sobrecorriente.

[0055]Para implementar la respuesta apropiada a la condición de fallo 302, puede ser deseable determinar si el fallo es un fallo interno o un fallo externo y, por tanto, determinar la dirección de flujo de la corriente 316. Para determinar si la condición de fallo 302 se produce en el activo de generación de potencia 100 o en la red eléctrica 179, el controlador 200, en un modo de realización, puede recibir una indicación de al menos un primer parámetro eléctrico 334. En un modo de realización, el primer parámetro eléctrico 334 se puede monitorizar por el/los sensor(es) operativo(s) 158. El controlador 200, en un modo de realización, también puede calcular al menos un segundo parámetro eléctrico 336.

[0056]En un modo de realización, el primer parámetro eléctrico 334 puede ser un voltaje y corriente de generador (por ejemplo, voltaje de estátor y una corriente de estátor), un voltaje de línea y/o una corriente de línea. En un modo de realización adicional, el segundo parámetro eléctrico 336 puede incluir indicaciones calculadas de una potencia de generador (por ejemplo, potencia de estátor), un voltamperio reactivo (“voltampere reactive” o VAR) de generador (por ejemplo, VAR de estátor), una potencia de línea, un VAR de línea y/o un estado de soporte ante un evento en la red (“grid-event-ride-through”).

[0057]Utilizando al menos los primer y segundo parámetros eléctricos 334, 336, el controlador 200, en un modo de realización, puede emplear un módulo de análisis 216 para determinar una localización de fallo 338 de la condición de fallo 302. En un modo de realización, el módulo de análisis 216 puede utilizar al menos el primer y segundo parámetro eléctrico 334, 336 como entradas a un algoritmo cuya salida sea la determinación de la localización de fallo 338. En consecuencia, el algoritmo puede reflejar una relación de dependencia entre al menos los primer y segundo parámetros eléctricos 334, 336 y al menos una posible localización de fallo 338. En un modo de realización adicional, una pluralidad de posibles valores de primer y segundo parámetro eléctrico 334, 336 se pueden correlacionar con una pluralidad de potenciales localizaciones de fallo 338 en una tabla de consulta y/o una representación gráfica. Se debe apreciar que, con respecto a una condición de fallo 302 que se produce dentro de la red eléctrica 179, la localización de fallo 338, en un modo de realización, se puede referir a la determinación de que la condición de fallo 302 se produce dentro de la red eléctrica 179, en general, en lugar de en una localización específica (por ejemplo, una localización geográfica, nodo y/o elemento) de la red eléctrica 179.

[0058]En un modo de realización, el controlador 200 se puede configurar como un controlador de convertidor 202. El controlador de convertidor 202 puede tener datos de rendimiento de mayor fidelidad relacionados con el sistema eléctrico 400 que los que pueden estar disponibles para otros controladores, tales como un controlador de turbina o un controlador de parque. Por ejemplo, en un modo de realización, el controlador de convertidor 202 puede tener una frecuencia de muestreo que sea al menos un orden de magnitud mayor que la frecuencia de muestreo de un controlador 200 configurado como un controlador de turbina. En un modo de realización, el controlador de convertidor 202 puede tener una frecuencia de muestreo de al menos una muestra cada 200 microsegundos. En consecuencia, en un modo de realización, el controlador de convertidor 202 puede recibir/calcular los primer y segundo parámetros eléctricos 334, 336 al menos una vez cada 200 microsegundos y determinar la localización de fallo 338 a la misma frecuencia. En consecuencia, el controlador de convertidor 202 puede tener una capacidad significativa para determinar si la condición de fallo se produce en el activo de generación de potencia 100 o en la red eléctrica 179, como se representa en 304.

[0059]Como se representa en 340, en un modo de realización, el controlador 200 puede utilizar la determinación de localización de fallo 338 del módulo de análisis 216 para correlacionar la localización de fallo 338 con un componente específico del sistema eléctrico 400 del activo de generación de potencia 100, generando, de este modo, una correlación de componente 342.

[0060]En un modo de realización, el primer esquema de control de respuesta 306 puede incluir una pluralidad de esquemas de control de respuesta de componente 344, que se pueden considerar subrutinas, esquemas y/o protocolos del primer esquema de control de respuesta 306. Cada esquema de control de respuesta de componente 346 de la pluralidad de esquemas de control de respuesta de componente 344 puede corresponder al componente del sistema eléctrico 400 indicado por la correlación de componente 342. En consecuencia, en un modo de realización, el controlador 200 puede implementar el esquema de control de respuesta de componente 346 que puede generar una respuesta adaptada en base al componente específico del activo de generación de potencia 100 que se identifica como la localización de fallo 338.

[0061]En un modo de realización, cada uno de los esquemas de control de respuesta de componente 346 puede incluir un conjunto correspondiente de parámetros de control (por ejemplo, ganancias de control). El conjunto de parámetros de control se puede configurar para adaptar las instrucciones de control del controlador 200 para abordar la condición de fallo 302, como se puede indicar por la localización de fallo 338 identificada. En consecuencia, como se representa en 348, implementar el esquema de control de respuesta de componente 346, en un modo de realización, puede incluir modificar al menos una respuesta de control del activo de generación de potencia 100 en base a los parámetros de control correspondientes. Por ejemplo, en un modo de realización, una condición de fallo 302 que se produce en un componente del activo de generación de potencia 100 puede necesitar una desconexión inmediata del/de los rasgo(s) característico(s) protectore(s) 330, mientras que una condición de fallo 302 que se produce en un componente adicional puede necesitar un cambio del estado operativo de un componente (por ejemplo, un contactor y/o disyuntor) para desviar la sobrecorriente 316 a una localización deseable (por ejemplo, cerrar un contactor para conectar a tierra una porción del sistema eléctrico 400, tal como el POI 436). De forma similar, una condición de fallo 302 que se produce en aún otro componente puede necesitar una reducción de potencia temporal del activo de generación de potencia 100 y el inicio de un protocolo de enfriamiento para compensar el incremento de temperatura resultante de la sobrecorriente 316.

[0062]En un modo de realización, el sistema 300 puede implementar la acción de control 318 como se determina por los primer o segundo esquemas de control de respuesta 306, 310. La acción de control 318, en un modo de realización, puede incluir modificar un estado operativo, por medio del módulo de control de estado operativo 214, de un componente del activo de generación de potencia 100. En un modo de realización, la modificación del estado operativo puede incluir el establecimiento de las características operativas de los rasgos característicos protectores 330. En un modo de realización adicional, la modificación del estado operativo puede incluir reducir la potencia temporalmente del activo de generación de potencia 100. Adicionalmente, en un modo de realización, la acción de control 318 puede incluir limitar una operación de al menos un componente del activo de generación de potencia. Por ejemplo, la acción de control 318 puede limitar unpitcheadode una pala de rotor 112 y/o la orientación de la góndola 106 de la turbina eólica 114. En consecuencia, se debe apreciar que la acción de control 318 como se describe en el presente documento puede incluir además cualquier consigna o restricción adecuada por el controlador 200.

[0063]En un modo de realización adicional, implementar la acción de control 318 también puede incluir generar una alarma. La generación de la alarma puede facilitar la programación de un evento de mantenimiento para abordar una causa primaria de la condición de fallo 302 en base a la localización de fallo 338. En consecuencia, la alarma puede incluir una señal auditiva, una señal visual, una alerta, una notificación, una entrada del sistema y/o cualquier otro sistema que pueda identificar la localización de fallo 338 a un operario.

[0064]Como se representa en 350 de la FIG. 5, en un modo de realización, el controlador 200 puede detectar una indicación continuada de la condición de fallo 302 tras la implementación de la acción de control 318. Por ejemplo, en un modo de realización, la acción de control 318 puede demostrar ser inadecuada para eliminar la condición de fallo 302. En un modo de realización de este tipo, la indicación continuada de la condición de fallo 302 puede dar como resultado la desconexión del/de los rasgo(s) característico(s) protector(es) 330 del activo de generación de potencia 100. Se debe apreciar que la desconexión del/de los rasgo(s) característico(s) protector(es) 330 puede dar como resultado la desconexión del activo de generación de potencia 100 de la red eléctrica 179.

[0065]Como la desconexión del/de los rasgo(s) característico(s) protector(es) 330 puede dar como resultado la desconexión del activo de generación de potencia 100 de la red eléctrica 179, puede ser deseable implementar una secuencia de retardo 352. La secuencia de retardo 352 se puede implementar entre la implementación de la acción de control 318 y la detección de la indicación continuada de la condición de fallo, como se indica en 350. El empleo de la secuencia de retardo 352 puede permitir la detección de un impacto de la acción de control 318 en la condición de fallo 302 antes de la apertura del/de los rasgo(s) característico(s) protectore(s) 330.

[0066]Además, el experto en la técnica reconocerá la intercambiabilidad de diversos rasgos característicos de diferentes modos de realización. De forma similar, las diversas etapas de procedimiento y rasgos característicos descritos, así como otros equivalentes conocidos para cada uno de dichos procedimientos y rasgo característico, se pueden mezclar y combinar por un experto en esta técnica para construir sistemas y técnicas adicionales de acuerdo con los principios de la presente divulgación. Por supuesto, se debe entender que no necesariamente todos de dichos objetivos o ventajas descritos anteriormente se pueden lograr de acuerdo con cualquier modo de realización particular. Por tanto, por ejemplo, los expertos en la técnica reconocerán que los sistemas y técnicas descritos en el presente documento se pueden realizar o llevar a cabo de manera que logre u optimice una ventaja o grupo de ventajas, como se enseña en el presente documento sin lograr necesariamente otros objetivos o ventajas como se pueda enseñar o sugerir en el presente documento.

[0067]Esta descripción por escrito usa ejemplos para divulgar la invención, incluyendo el mejor modo, y también para posibilitar que cualquier experto en la técnica ponga en práctica la invención, incluyendo fabricar y usar cualquier dispositivo o sistema y realizar cualquier procedimiento incorporado. El alcance patentable de la invención se define por las reivindicaciones y puede incluir otros ejemplos se les ocurran a los expertos en la técnica. Se pretende que dichos otros ejemplos estén dentro del alcance de las reivindicaciones si incluyen elementos estructurales que no difieran del lenguaje literal de las reivindicaciones, o si incluyen elementos estructurales equivalentes con diferencias no sustanciales de los lenguajes literales de las reivindicaciones.

Claims

REIVINDICACIONES

1. Un procedimiento para operar un activo de generación de potencia (100, 114) conectado a una red eléctrica (179), comprendiendo el procedimiento:

detectar, por medio de un controlador (200, 202), una condición de fallo que tiene un impacto en el activo de generación de potencia;

determinar, por medio del controlador (200, 202), si la condición de fallo se produce en el activo de generación de potencia (100, 114) o en la red eléctrica (179);

implementar un primer esquema de control de respuesta que define un primer umbral de corriente cuando la condición de fallo se produce en el activo de generación de potencia (100, 114), y un segundo esquema de control de respuesta que define un segundo umbral de corriente cuando la condición de fallo se produce en la red eléctrica (179), en el que el primer umbral de corriente es menor que el segundo umbral de corriente; e

implementar una acción de control en respuesta a una aproximación de una corriente al primer umbral de corriente cuando la condición de fallo se produce en el activo de generación de potencia (100, 114) y al segundo umbral de corriente cuando la condición de fallo se produce en la red eléctrica (179).

2. El procedimiento de la reivindicación 1, en el que el primer esquema de control de respuesta comprende además al menos un primer parámetro de control y un primer parámetro de protección, y en el que el segundo esquema de control de respuesta comprende además al menos un segundo parámetro de control y un segundo parámetro de protección.

3. El procedimiento de la reivindicación 2, en el que los primer y segundo parámetros de protección comprenden cada uno al menos una de una característica operativa de sobrecorriente temporizada, una característica operativa de sobrecorriente retardada instantánea, una característica operativa de sobrecorriente de umbral instantáneo, una característica operativa de sobrecorriente de tiempo definido, una característica operativa de sobrecorriente de tiempo inverso y una característica operativa de sobrecorriente híbrida.

4. El procedimiento de cualquier reivindicación precedente, en el que detectar la condición de fallo comprende además:

detectar, por medio del controlador (200, 202), una magnitud de la corriente que excede una corriente nominal del activo de generación de potencia (100, 114).

5. El procedimiento de cualquier reivindicación precedente, en el que la corriente comprende al menos una de una corriente de red, una corriente de generador, una corriente de convertidor de línea, una corriente de conjunto, una corriente de descarga de dispositivo de almacenamiento de energía y una corriente a nivel de sistema.

6. El procedimiento de cualquier reivindicación precedente, en el que determinar si la condición de fallo se produce en el activo de generación de potencia (100, 114) o en la red eléctrica (179) comprende además: recibir, por medio del controlador (200, 202), una indicación de al menos un primer parámetro eléctrico monitorizado por un sensor operativo (158);

calcular, por medio del controlador (200, 202), al menos un segundo parámetro eléctrico; y,

en base al menos a los primer y segundo parámetros eléctricos, determinar, por medio de un módulo de análisis (216) del controlador (200, 202), una localización de fallo del fallo.

7. El procedimiento de la reivindicación 6, en el que el primer parámetro eléctrico comprende al menos uno de un voltaje de estátor, una corriente de estátor, un voltaje de línea y una corriente de línea, y en el que el segundo parámetro eléctrico comprende al menos una de las indicaciones calculadas de una potencia de estátor, un voltamperio reactivo (VAR) de estátor, una potencia de línea, un VAR de línea y un estado de soporte ante un evento en la red.

8. El procedimiento de la reivindicación 6 o 7, en el que determinar la localización de fallo del fallo comprende además:

correlacionar, por medio del controlador (200, 202), la localización de fallo con un componente de un sistema eléctrico del activo de generación de potencia (100, 114).

9. El procedimiento de la reivindicación 6, 7 u 8, que comprende además:

implementar, por medio del controlador (200, 202), un esquema de control de respuesta de componente de una pluralidad de esquemas de control de respuesta de componente del primer esquema de control de respuesta que corresponde al componente del sistema eléctrico que se correlaciona con la localización de fallo.

10. El procedimiento de la reivindicación 9, en el que cada esquema de control de respuesta de componente de la pluralidad de esquemas de control de respuesta de componente comprende un conjunto correspondiente de parámetros de control, y en el que implementar el esquema de control de respuesta de componente comprende: modificar al menos una respuesta de control del activo de generación de potencia en base a los parámetros de control correspondientes.

11. El procedimiento de cualquier reivindicación precedente, que comprende además:

detectar, por medio del controlador (200, 202), una indicación continuada de la condición de fallo tras la implementación de la acción de control; y

desconectar un rasgo característico protector del activo de generación de potencia (100, 114).

12. El procedimiento de la reivindicación 11, que comprende además:

implementar, por medio del controlador (200, 202), una secuencia de retardo entre la implementación de la acción de control y la detección de la condición de fallo tras la implementación de la acción de control.

13. El procedimiento de cualquiera de las reivindicaciones precedentes, en el que el activo de generación de potencia (100, 114) comprende uno de una turbina eólica, un activo de generación de potencia solar, una central hidroeléctrica y una instalación de generación de potencia híbrida.

14. Un sistema para operar un activo de generación de potencia (100, 114) conectado a una red eléctrica (179), comprendiendo el sistema:

un generador (118) acoplado operativamente a la red eléctrica (179);

al menos un sensor (158) acoplado operativamente entre la red eléctrica (179) y el generador (118); y un controlador (200, 202) acoplado en comunicación al al menos un sensor (158), comprendiendo el controlador al menos un procesador configurado para realizar una pluralidad de operaciones, comprendiendo la pluralidad de operaciones:

detectar una condición de fallo que tiene un impacto en el activo de generación de potencia (100, 114); determinar si la condición de fallo se produce en el activo de generación de potencia (100, 114) o en la red eléctrica (179),

implementar un primer esquema de control de respuesta que define un primer umbral de corriente cuando la condición de fallo se produce en el activo de generación de potencia (100, 114) y un segundo esquema de control de respuesta que define un segundo umbral de corriente cuando la condición de fallo se produce en la red eléctrica (179), en el que el primer umbral de corriente es menor que el segundo umbral de corriente, e implementar una acción de control en respuesta a una aproximación de una corriente al primer umbral de corriente cuando la condición de fallo se produce en el activo de generación de potencia (100, 114) y al segundo umbral de corriente cuando el fallo se produce en la red eléctrica (179),

detectar una indicación continuada de la condición de fallo tras la implementación de la acción de control, y

desconectar un rasgo característico protector del activo de generación de potencia.

15. El sistema de la reivindicación 14, en el que el primer esquema de control de respuesta comprende además al menos un primer parámetro de control y un primer parámetro de protección, y en el que el segundo esquema de control de respuesta comprende además al menos un segundo parámetro de control y un segundo parámetro de protección, en el que detectar la condición de fallo comprende además detectar una magnitud de la corriente que excede una corriente nominal del activo de generación de potencia, y en el que determinar si la condición de fallo se produce en el activo de generación de potencia o en la red eléctrica comprende además: recibir una indicación de al menos un primer parámetro eléctrico monitorizado por un sensor operativo (158); calcular al menos un segundo parámetro eléctrico; y,

en base al menos a los primer y segundo parámetros eléctricos, determinar, por medio de un módulo de análisis del controlador, una localización de fallo del fallo.