ES2439398A1

ES2439398A1 - Procedimiento de control de un conjunto de generadores eléctricos asíncronos y sistema correspondiente

Info

Publication number: ES2439398A1
Application number: ES201330058A
Authority: ES
Inventors: Agustí EGEA ÁLVAREZ; Oriol GOMIS BELLMUNT; Samuel GALCERÁN ARELLANO; Joan BERGAS JANÉ
Original assignee: Universitat Politecnica de Catalunya UPC
Current assignee: Universitat Politecnica de Catalunya UPC
Priority date: 2013-01-21
Filing date: 2013-01-21
Publication date: 2014-01-22
Anticipated expiration: 2033-01-21
Also published as: WO2014111614A1; ES2439398B2

Abstract

Procedimiento de control de un conjunto de generadores eléctricos asíncronos y sistema correspondiente. Procedimiento de control de un conjunto de generadores eléctricos asíncronos, que están conectados a una red local de interconexión que es apta para recibir la potencia eléctrica generada por los generadores. Hay un convertidor central conectado asimismo a la red. Se calcula la velocidad de giro mecánica promedio óptima en función de las condiciones locales de cada generador, y se regula la velocidad mecánica promedio de los generadores controlando la potencia activa y reactiva del conjunto mediante un control vectorial.

Description

PROCEDIMIENTO DE CONTROL DE UN CONJUNTO DE GENERADORES ELÉCTRICOS AsíNCRONOS y SISTEMA CORRESPONDIENTE

Ca moa de la invención

La invención se refiere a un procedimiento de control de un conjunto de generadores eléctricos asíncronos que están conectados a una red local de interconexión la cual es apta para recibir la potencia eléctrica generada por los

generadores, y donde hay un convertidor central conectado asimismo a la red.

Estado de la técnica

La instalación de parques eólicos marinos está creciendo rápidamente. Durante el

año 2010, en Europa se ha doblado la capacidad de potencia en parques eólicos

marinos, hasta 2964 MW. Los parques eólicos marinos dispuestos cerca de la costa pueden ser conectadas mediante la tecnologia HVAC (High Voltage Alternating Current -Corriente alterna de alta tensión), pero para distancias

mayores de unos 50-80 Km, suele ser recomendable hacer una conexión

mediante corriente continua de alta tensión (HVDC -High Voltage Direct Current). Los sistemas de transmisión HVDC pueden ser realizados mediante dos tipos de tecnologias: mediante convertidores de conmutación natural (LCC -Line Commuted Converter) basados en tiristores, o mediante convertidores en fuente de tensión (VSC -Voltage Source Converter) basados en transistores. En ambos casos se debe rectificar la potencia generada y se debe disponer de una estación inversora para poder inyectar la potencia transmitida a la red de corriente alterna.

Los parques eólicos actuales requieren un convertidor de potencia para cada

aerogenerador. Se ha descrito la posibilidad de controlar un conjunto de turbinas mediante un único convertidor VSC, tanto en el caso de generadores asíncronos

como en el caso de generadores síncronos.

Sin embargo sigue existiendo la necesidad de mejorar y abaratar los sistemas de

control de los parques eólicos.

Sumario de la invención

La presente invención tiene por objeto un procedimiento de control de un conjunto

de generadores eléctricos asíncronos del tipo indicado al principio caracterizado

porque se calcula la velocidad de giro mecánica promedio óptima en función de

las condiciones locales de cada generador, y se regula la velocidad mecánica

promedio de los generadores controlando la potencia activa y reactiva del

conjunto mediante un control vectorial. Preferentemente los generadores son

aerogeneradores (y muy preferentemente son generadores de inducción de jaula de ardilla o de rotor bobinado) y la determinación de las condiciones locales

incluye la medición de la velocidad del viento local en cada generador.

Esta solución permite extender el control vectorial de un generador de inducción con un convertidor total de potencia a todo un conjunto de generadores con un único convertidor de potencia (preferentemente un VSC-HVDC) calculando y regulando la frecuencia eléctrica óptima. Para ello se calcula la frecuencia eléctrica óptima en función de las condiciones locales de cada generador (por ejemplo, el viento local) y se regula la velocidad mecánica promedio de los generadores del conjunto a base de controlar la potencia activa y reactiva del

conjunto mediante control vectorial.

La solución propuesta se aplica preferentemente a parques eólicos compuestos

por una pluralidad de conjuntos cada uno de ellos con una pluralidad de

generadores, así como a parques eólicos en su totalidad, que están conectados a

la red general a través de un HVDC.

La ventaja principal del nuevo procedimiento , respecto de los parques de

aerogeneradores convencionales, con un convertidor de potencia individual para

cada generador, radica en el hecho de que no es necesario un convertidor de

potencia para cada turbina, con el consiguiente ahorro en coste e incremento en

fiabilidad.

Por otro lado, los conjuntos de aerogeneradores (en especial los parques eólicos 5 de alta mar) necesitan tener un sistema capaz de reducir la potencia generada rápidamente en caso de fallo. Convencionalmente se emplean, por ejemplo,

grandes resistencias capaces de disipar la energía sobrante y unos sistemas de comunicación rápidos que reducen el par en los generadores o se modifica el

voltaje o la frecuencia de la red del conjunto a fin de reducir la potencia en el

10 convertidor. Con el procedimiento propuesto, el convertidor controla la potencia

activa y reactiva del conjunto, lo que permite reducir la potencia activa

rápidamente sin necesidad de disponer de unas resistencias que disipen la energía sobrante. La reducción de la potencia eléctrica implica la necesidad de una reducción de potencia mecánica en cada generador que puede conseguirse,

15 por ejemplo, en el caso de aerogeneradores, mediante un sistema de control del ángulo de paso de las palas de la turbina.

Preferentemente la velocidad de giro mecánica promedio óptima se determina a

partir de la fórmula:

donde la velocidad de giro óptima de la máquina eléctrica será una ralz de la solución de la derivada de la potencia respecto la velocidad.

Efectivamente, la potencia total generada por un conjunto de aerogeneradores idénticos es:

donde p es la densidad del aire, A es la área barrida por la turbina, R es el radio

de la turbina, Nmult es la relación de multiplicación, Aj hace referencia a los

coeficientes de la C, ajustada, Npol al grado máximo del polinomio que se ajusta

5 la caracteristica de la C, (ver la expresión de Cp(A) siguiente), Wm hace referencia a la velocidad de giro del eje de la máquina eléctrica, Vw se refiere a la velocidad del viento y Nwt al número de eólicas que pertenecen al conjunto.; el sublndice i se refiere al número de la turbina por parque o agrupación y el sublndice j se refiere al grado de aproximación de la C,.

Cp(A) se puede expresar como

15 donde, A se refiere a la relación denominada Tip Speed Ratio, Wt se refiere a la

velocidad angular de giro de la turbina.

y dado que la potencia generada por cada generador se puede expresar como:

Pwt-i

se llega a la expresión de la potencia total generada por un conjunto de aerogeneradores idénticos anterior.

25 A partir del cálculo de las raices de la derivada de la potencia, y escogiendo el idóneo, se puede determinar la velocidad óptima media de los generadores:

Preferentemente el convertidor central es un convertidor AC/DC, muy preferentemente un convertidor en fuente de tensión (también denominado VSC, 5 del inglés voltage source converter), y el procedimiento comprende dos etapas en

cascada:

[a] la primera etapa (la etapa de bajo nivel) es una etapa de control de corriente

en la que los valores objetivo son el valor icd , que se determina teniendo en cuenta

10 el valor objetivo de par promedio que es facilitado por la segunda etapa, y el valor io¡, y cuya salida regula el convertidor AC/DC controlando el par promedio

realizado por el conjunto y la corriente de magnetización del conjunto,

[b] la segunda etapa (etapa de alto nivel) es una etapa de control de velocidad de 15 giro que detennina el valor objetivo de par promedio del conjunto.

En una alternativa preferente, en la etapa [b] se calcula la velocidad de giro

mecánica promedio óptima a partir de las velocidades de viento en cada

generador, se calcula la velocidad de giro mecánica promedio a partir de las

20 velocidades de giro individuales de cada generador y, a partir de la diferencia entre ambas, se determina el valor objetivo del par promedio del conjunto a partir de un controlador de velocidad.

En otra alternativa preferente, en la etapa [b] se estima la velocidad de giro

25 mecánica promedio a partir de un observador basado en las ecuaciones

dinámicas de los generadores eléctricos y lectura de las variables globales del parque eólico, y se determina el valor objetivo del par promedio del conjunto mediante un MPPT (algoritmo de seguimiento del punto máximo-Maximum Power

Point Tracker). Efectivamente, ello permite realizar el control sin necesidad de 30 sensor de velocidad ni comunicaciones entre los generadores y el convertidor

central, por ejemplo, en el caso de una instalación simplificada, o bien en el caso de fallo en la red de comunicaciones responsable de transmitir los datos de velocidad y/o de velocidad de giro mecánica individual.

Ventajosamente, el procedimiento reúne las dos alternativas anteriores, de

manera que en la etapa lb] se calcula la velocidad de giro mecánica promedio óptima a partir de las velocidades del viento en cada generador, se calcula la

velocidad de giro mecánica promedio a partir de las velocidades de giro mecánicas individuales de cada generador y, a partir de la diferencia entre ambas,

se determina el valor objetivo del par promedio del conjunto a partir de un

controlador de velocidad , o bien , en caso de fallo en la red de comunicaciones

responsable de transmitir los datos de velocidad y/o de velocidad de giro mecánica individual, en la etapa lb] se estima la velocidad de giro mecánica

promedio a partir de un observador basado en las ecuaciones dinámicas de los

generadores eléctricos y lectura de las variables globales del parque eólico , y se

determina el valor objetivo del par promedio del conjunto mediante un MPPT

(algoritmo de seguimiento del punto máximo-Maximum Power Point Tracker). De

esta manera se dispone de un procedimiento "robusto", que es capaz de ofrecer las máximas prestaciones en condiciones normales de operación pero que, al mismo tiempo , es capaz de seguir operando el conjunto en condiciones

"razonablemente buenas" en el caso de un fallo de comunicaciones. Debe tenerse en cuenta que el mantenimiento de estas instalaciones, en particular de las que están en lugares de difícil acceso (como por ejemplo en alta mar) es caro y frecuentemente no es rápido, por lo que es particularmente interesante que la

instalación sea capaz de seguir operando en condiciones "razonablemente

buenas" en lugar de quedar totalmente fuera de uso por un fallo no critico.

La invención también tiene por objeto un sistema de control de un conjunto de generadores eléctricos asíncronos, caracterizado porque comprende

-: una red local de interconexión conectada a los generadores y que es apta para

recibir la potencia eléctrica generada por los generadores,

-: un convertidor central conectado a la red, y -un sistema de control con unos medios de cálculo de la velocidad de giro

mecánica promedio óptima en función de las condiciones locales de cada generador, unos medios de determinación de las condiciones locales y unos

medios de regulación de la velocidad mecánica promedio de los generadores aptos para controlar la potencia activa y reactiva del conjunto mediante un control

vectorial.

Preferentemente los generadores son aerogeneradores, y los medios de determinación de las condiciones locales son unos medios de medición de la velocidad del viento local en cada generador.

Ventajosamente los medios de cálculo de la velocidad de giro mecánica promedio

óptima son aptos para determinarla a partir del cálculo de las raíces de la derivada de la potencia respeto la velocidad expresada por la fórmula:

donde p es la densidad del aíre, A es la área barrida por la turbina, R es el radio

de la turbina , Nmu1t es la relación de multiplicación, Aj hace referencia a los

coeficientes de la C, ajustada, Npol al grado máximo del polinomio que se ajusta la caracteristica de la Cp (ver la expresión de Cp(A) anterior}, Wm hace referencia a la velocidad de giro del eje de la máquina eléctrica, Vw se refiere a la velocidad del viento y Nwt al número de eólicas que pertenecen al conjunto; el subindice i se

refiere al número de la turbina por parque o agrupación y el subíndice j se refiere

al grado de aproximación de la C,.

Preferentemente el convertidor central es un convertidor AC/DC , muy preferentemente un convertidor en fuente de tensión, y el sistema de control comprende dos etapas en cascada:

[a] la primera etapa (de bajo nivel) es una etapa de control de corriente en la que

los valores objetivo son el valor icd, que se determina teniendo en cuenta el valor

objetivo de par promedio que es facilitado por la segunda etapa, y el valor icq , Y

cuya salida regula el convertidor AC/OC controlando el par promedio realizado por

el conjunto y la corriente de magnetización del conjunto,

[b] la segunda etapa (de alto nivel) es una etapa de control de velocidad de giro

que determina el valor objetivo de par promedio del conjunto.

Como ya se ha comentado anteriormente en una alternativa preferente la etapa

[b] incluye unos medios de cálculo de la velocidad de giro mecánica promedio óptima a partir de las velocidades de viento en cada generador, unos medios de cálculo de la velocidad de giro mecánica promedio a partir de las velocidades de giro individuales de cada generador y unos medios de comparación aptos para , a

partir de la diferencia entre ambas, determinar el valor objetivo del par promedio

del conjunto a partir de un controlador de velocidad. En otra alternativa preferente la etapa [b] incluye unos medios de estimación de la velocidad de giro mecánica

promedio a partir de un observador basado en las ecuaciones dinámicas de los

generadores eléctricos y lectura de las variables globales del parque eólico, y unos medios de determinación del valor objetivo del par promedio del conjunto mediante un MPPT (algoritmo de seguimiento del punto máximo-Maximum Power Point Tracker), lo que permite al sistema funcionar sin necesidad de sensor de

velocidad ni de comunicaciones entre los generadores y el convertidor central.

Ventajosamente el sistema combina ambas alternativas anteriores, de manera

que la etapa [b] incluye unos medios de cálculo de la velocidad de giro mecánica promedio óptima a partir de las velocidades de viento en cada generador, unos

medios de cálculo de la velocidad de giro mecánica promedio a partir de las

velocidades de giro mecánicas individuales de cada generador y unos medios de

comparación aptos para, a partir de un controlador de velocidad, determinar el valor objetivo del par promedio del conjunto , y, adicionalmente , la etapa [b] incluye

unos medios de detección de fallo en la red de comunicaciones responsable de

transmitir los datos de velocidad y/o de velocidad de giro mecánica individual

aptos para activar dichos medios de actuación en caso de fallo de

comunicaciones que, a su vez, comprenden de estimación de la velocidad de giro mecánica promedio a partir de un observador basado en las ecuaciones dinámicas de los generadores eléctricos y lectura de las variables globales del parque eólico , y unos medios de determinación del valor objetivo del par promedio

del conjunto mediante un MPPT (algoritmo de seguimiento del punto máximoMaximum Power Point Tracker).

Breve descripción de los dibujos

Otras ventajas y caracteristicas de la invención se aprecian a partir de la siguiente descripción , en la que , sin ningún carácter limitativo, se relatan unos modos preferentes de realización de la invención, haciendo mención de los dibujos que se acompañan. Las figuras muestran:

Fig. 1, un parque eólico marino con un conjunto de aerogeneradores.

Fig. 2, un parque eólico marino con varios conjuntos de aerogeneradores

Fig. 3, un sistema de control de acuerdo con la invención, con un sistema de comunicación de datos entre los generadores y el bucle superior.

Fig. 4, un sistema de control de acuerdo con la invención, sin un sistema de comunicación de datos entre los generadores y el bucle superior.

Descripción detallada de unas formas de realización de la invención

En la Fig. 1 se muestra un parque eólico con un conjunto de aerogeneradores conectados a un convertidor en fuente de tensión, mientras que el parque eólico

de la Fig. 2 tiene una pluralidad de conjuntos, cada uno de ellos estando conectado a un convertidor en fuente de tensión. En ambos casos representan un

conjunto de turbinas eólicas equipadas con un generador de inducción con un

5 JO: único convertidor en fuente de tensión gestionando toda la potencia captada por el conjunto. Cada generador está conectado a una red local de corriente alterna a través de un transformador. Esta configuración permite trabajar con frecuencia variable, lo que permite buscar la velocidad mecánica media óptima. El convertidor en fuente de tensión puede controlar independientemente la potencia activa y la potencia reactiva, que están relacionadas con el par y la corriente de magnetización de cada generador, respectivamente. Esto se consigue gracias a aplicar el voltaje adecuado vabc e para controlar las corrientes iabee que pasan a través del convertidor.

15: Cada conjunto de generadores está compuesto por Nwt turbinas equipadas con un generador de inducción y un sistema de regulación del ángulo de paso. El generador eléctrico está acoplado al rotor a través de una multiplicadora. El sistema de regulación del ángulo de paso permite regular la potencia captada por cada turbina en casos de fuertes vientos, cuando la velocidad angular o la potencia generada alcanzan su valor máximo admisible.

20: El par generado por cada generador se puede indicar como

25: donde Lm es la inductancia magnetizante de cada máquina, Lr la inductancia retórica de cada máquina, imq,i, imd,l son las componentes q y d de la corriente de magnetización y isd,i Y isq,i son las componentes q y d de la corriente estatórica, donde las corrientes de magnetización imq,i Y imd,i dependen de las corrientes en el estatar y en el rotor de la siguiente manera

'trnq,i: isq,i +

En la Fig. 3 se mueslra un sistema de control de acuerdo con la invención, para el

caso de un parque eólico marino. Hay un convertidor en alta mar y un convertidor 5 en tierra firme. Cada uno de ellos tiene un sistema de control independiente. El sistema de control del convertidor en tierra firme tiene como objetivo asegurar un

voltaje estable en el cable OC durante la transmisión de potencia a través de la

conexión HVDC, y suministrar potencia reactiva a la red en caso ~e fallo. Por su

parte, el controlador del convertidor en alta mar tiene por objetivo regular la 10 potencia capturada por el conjunto de generadores de la granja eólica. No es

necesario un sistema de comunicaciones de alta velocidad, la medida del voltaje

HVDC se emplea para asegurar un funcionamiento estable.

El sistema de control en alta mar comprende dos bucles de control en cascada. El 15 bucle interior (o de bajo nivel), de corriente, actúa sobre las variables eléctricas de los generadores, mientras que el bucle exterior (o de alto nivel), de velocidad,

actúa sobre la velocidad mecánica media. Este bucle exterior produce una

corriente de referencia i"", para mantener la velocidad mecánica en el valor deseado w· m.

El bucle. interior o de bajo nivel, de corriente:

El objetivo de este bucle es controlar la corriente de magnetización y el par total generado los el conjunto de generadores. El bucle se basa en el algoritmo de

25 control vectorial de flujo de un generador de inducción , de manera que se puede controlar el par controlando la corriente ied.

Para el conjunto de generadores se cumple que

Vcq y Ved son las componentes d y q de las tensiones aplicadas por el convertidor.

L, y R, son el modelo agregado de las inductancias y resistencias del estator más

5 las impedancias equivalentes de la red del parque eólico. Lm y Lr son las impedancias magnetizantes y del rotor agregadas.

Sabiendo que,

. ,\,Nwt . . ,\,Nwt . lcq = 0i= 1 Zcq,i, Zcd = 0i= 1 Zcd,i,

. ,\,Nwt . • ,\,Nwt •

Lrnq = 0i=1 Zmq,i, Zmd = 0';= 1 Zmd,i

donde las corrientes imq Y imd son la suma de las componentes q y d de la corriente magnetizante imde cada aerogenerador y i", Y i", son la suma de las componentes q y d de la corriente io que fluye entre el convertidor y cada aerogenerador. El

15 modelo anteriof puede ser desacoplado usando la velocidad mecánica med ia y asumiendo que las corrientes de magnetización son estimadas. Para ello, se

suman los términos de desacople a las salidas del controlador, de manera que las

plantas de control quedan de la siguiente manera:

dicq . Ver¡ -Lt dt + R¡tCq'

dicd . Ved -Lt dt + R¡tcq .

Con el sistema desacoplado, es posible ajustar un controlador PI, con sus valores

de kp y ki, a partir de una constante de tiempo T deseada para el conjunto del

sistema.

El ángulo marco de referencia s¡ncrono es escogido de manera que coincide con

el campo de magnetización de la máquina de inducción. Como que este ángulo

no puede ser medido, se obtiene a partir de la velocidad de giro estatórica (w,)

W s

donde la corriente de magnetización se obtiene a partir de

'lmq

10 dt

Las referencias para el bucle de corriente son impuestas por el bucle exterior y la

corriente de magnetización requerida por la máquina de inducción. La referencia i'", es calculada a partir del par (r*) de referencia proporcionado por el bucle de 15 control de velocidad mediante la expresión:

.* 2 L,.Nw!r*

~cd =

3 imqL;n

La referencia ¡*cq se obtiene a partir de:

'.

Zcq

donde Vn es el voltaje nominal fase-neutro del generador de inducción.

El bucle, exterior o de alto nivel, de velocidad:

Este bucle tiene por objetivo controlar la velocidad de rotación o angular media de

las turbinas o generadores del conjunto, regulando, asl, la potencia capturada

total. La diferencia entre la velocidad mecánica med ia W m y la referencia w'm son

introducidas en el controlador PI de manera que se obtiene la referencia de par, que viene dada por la siguiente expresi6n:

donde Kn es la ganancia del controlador proporcional y Tn es la constante de

10: tiempo del integrador.

La constante de tiempo del bucle exterior es preferentemente superior a la

constante de tiempo del bucle interior, de manera que se asegura que hay tiempo

suficiente para transmitir al controlador las medidas de la velocidad angular y la

IS: estimaci6n de la velocidad del viento en cada turbina y para calcular el valor de

referencia W"m.

De este modo, el bucle de control de velocidad busca diferentes objetivos en

función de las circunstancias:

20

-en condiciones de operación normales, y con baja intensidad de viento, las

estimaciones de la velocidad de viento efectivo y la medida de la velocidad

mecánica (angular) en cada turbina son enviadas al sistema de control. Con esta

información, el sistema de control calcula la referencia de velocidad med ia

25: mecánica , que se emplea como entrada para el bucle de velocidad , el cual ajusta

el par desarrollado por los generadores. De esta manera, las velocidades

mecánicas medias son reguladas de manera que se obtenga la máxima captura

de potencia. En estas condiciones, el ángulo de paso permanece constante en su

valor óptimo, ya que la potencia capturada está por debajo del valor máximo

30: admisible. Sin embargo, en el caso de vientos de alta intensidad , el controlador

cambia su objetivo y, en vez de buscar la máxima captura de potencia , busca

mantener la velocidad mecánica y la captura de potencia por debajo de los limites de seguridad. En este caso, se actúa sobre los sistemas de control del ángulo de

paso , para controlar la cantidad de potencia capturada por cada turbina .

5 -en el caso de fallo, la capacidad de transmitir potencia a través de la conexión

HVDC con tierra firme se ve reducida. En este caso , es necesario reducir la

potencia generada en el conjunto de generadores. Esto se consigue reduciendo el

valor del par objetivo. El controlador detecta esta situación analizando si el voltaje

DC sobrepasa un cierto valor umbral preestablecido.

En la Fig . 4 se muestra un sistema de control en el que no se recibe información

sobre las condiciones locales en cada generador. Para ello se estima la velocidad

de giro mecánica promedio a partir de un observador basado en las ecuaciones

dinámicas de la maquina eléctrica y lectura de las variables globales del parque

15 eólico , y unos medios de determinación del valor objetivo del par promedio del

conjunto mediante un MPPT (algoritmo de seguimiento del punto máximoMaximum Power Point Tracker).

Claims

REIVINDICACIONES

5 10

1 -Procedimiento de control de un conjunto de generadores eléctricos aslncronos, donde dichos generadores están conectados a una red local de interconexión que es apta para recibir la potencia eléctrica generada por dichos generadores, y donde hay un convertidor central conectado asimismo a dicha red, caracterizado porque se calcula la velocidad de giro mecánica promedio óptima en función de las condiciones locales de cada generador, y se regula la velocidad mecánica promedio de los generadores controlando la potencia activa y reactiva de dicho conjunto mediante un control vectorial.

15

2 -Procedimiento según la reivindicación 1, donde dichos generadores son aerogeneradores, caracterizado porque la determinación de las condiciones locales incluye 1a medición de la velocidad del viento local en cada generador. 3 -Procedimiento según la reivindicación 2, caracterizado porque la velocidad de giro mecánica promedio óptima se determina a partir del cálculo de las raíces de la fórmula:

20

dP. dw wf m = O ~ N,o' 1L '2pAjaj j=1 (R)j PN mult Nw • '.L v!¡'W¡;1= 1=1 O

2S 30

donde p es la densidad del aire, A es la área barrida por la turbina del aerogenerador, R es el radio de la turbina, NmcH es la relación de multiplicación, A; hace referencia a los coeficientes de la Cp ajustada, Npol al grado máximo del polinomio que se ajusta la característica de la ep, W m hace referencia a la velocidad de giro del eje de la máquina eléctrica, Vw se refiere a la velocidad del viento y Nwt al número de aerogeneradores que pertenecen al conjunto; el subíndíce i se refiere al número de la turbina del conjunto y el subíndice j se refiere al grado de aproximación de la Cp

4 -Procedimiento de control según una de las reivindicaciones 2 ó 3, donde dicho

convertidor central es un convertidor AC/DC, preferentemente un convertidor en

fuente de tensión , caracterizado porque comprende dos etapas en cascada:

[a] la primera etapa es una etapa de control de corriente en la que los valores

objetivo son el valor ied , que se determina teniendo en cuenta el valor objetivo de

par promedio que es facilitado por la segunda etapa , y el valor ieq , y cuya salida

regula el convertidor AC/DC controlando el par promedio realizado por el conjunto

y la corriente de magnetización del conjunto,

[b] la segunda etapa es una etapa de control de velocidad de giro que determina el valor objetivo de par promedio del conjunto.

5 -Procedimiento según la reivindicación 4, caracterizado porque en dicha etapa

[b] se calcula la velocidad de giro mecánica promedio óptima a partir de las

velocidades de viento en cada generador, se calcula la velocidad de giro mecánica promedio a partir de las velocidades de giro individuales de cada generador y, a partir de la diferencia entre ambas, se determina el valor objetivo del par promedio del conjunto.

6 -Procedimiento según la reivindicación 4, caracterizado porque en dicha etapa

[b] se estima la velocidad de giro mecánica promedio a partir de un observador

basado en las ecuaciones dinámicas de los generadores eléctricos y lectura de

las variables globales del parque eólico , y se determina el valor objetivo del par promedio del conjunto mediante un MPPT.

7 -Procedimiento según la reivindicación 4, caracterizado porque en dicha etapa

[b] se calcula la velocidad de giro mecánica promedio óptima a partir de las

velocidades de viento en cada generador, se calcula la velocidad de giro mecánica promedio a partir de las velocidades de giro mecánicas individuales de

cada generador y, a partir de la diferencia entre ambas, se determina el valor

objetivo del par promedio del conjunto, o bien , en caso de fallo en la red de comunicaciones responsable de transmitir los

datos de velocidad y/o de velocidad de giro mecánica individual,

en dicha etapa lb] se estima la velocidad de giro mecánica promedio a partir de un

observador basado en las ecuaciones dinámicas de los generadores eléctricos y lectura de las variables globales del parque eólico, y se determina el valor objetivo

del par promedio del conjunto mediante un MPPT.

8 -Sistema de control de un conjunto de generadores eléctricos asincronos,

caracterizado porque comprende

-

una red local de interconexión conectada a dichos generadores y que es apta para recibir la potencia eléctrica generada por dichos generadores,

-

un convertidor central conectado a dicha red, y

-

un sistema de control con unos medios de cálculo de la velocidad de giro

mecánica promedio óptima en función de las condiciones locales de cada

generador, unos medios de determinación de dichas condiciones locales y unos

medios de regulación de la velocidad mecánica promedio de los generadores aptos para controlar la potencia activa y reactiva de dicho conjunto mediante un control vectorial.

9 -Sistema según la reivindicación 8, caracterizado porque dichos generadores

son aerogeneradores, y porque dichos medios de determinación de las condiciones locales son unos medios de medición de la velocidad del viento local

en cada generador.

10 -Sistema según la reivindicación 9, caracterizado porque dichos medios de cálculo de la velocidad de giro mecánica promedio óptima son aptos para

determinarla a partir de la fórmula :

N••• 1 N.", . .

(R)j

= O=} L -pAjaj PN L ,,!?«?-l = O

j=1 2 tIIutt i=l

donde p es la densidad del aire, A es la área barrida por la turbina del

aerogenerador, R es el radio de la turbina, Nmu1t es la relación de multiplicación, A¡

5 hace referencia a los coeficientes de la Cp ajustada, Npol al grado máximo del

polinomio que se ajusta la característica de la e pI Wm hace referencia a la

velocidad de giro del eje de la máquina eléctrica, Vw se refiere a la velocidad del

viento y Nwt al número de aerogeneradores que pertenecen al conjunto ; el subíndice i se refiere al número de la turbina del conjunto y el subíndice j se

10 refiere al grado de aproximación de la Cp.

11 - Sistema de control según una de las reivindicaciones 9 ó 10, caracterizado

porque:

15 -dicho convertidor central es un convertidor AC/DC, preferentemente un convertidor en fuente de tensión

-

dicho sistema de control comprende dos etapas en cascada:

20 [a] la primera etapa es una etapa de control de corriente en la que los valores objetivo son el valor io!, que se determina teniendo en cuenta el valor objetivo de par promedio que es facilitado por la segunda etapa, y el valor i"" y cuya salida regula el convertidor AC/DC controlando el par promedio realizado por el conjunto y la corriente de magnetización del conjunto,

25 [b]la segunda etapa es una etapa de control de velocidad de giro que determina el valor objetivo de par promedio del conjunto.

12 -Sistema según la reivindicación 11, caracterizado porque dicha etapa [b] 30 incluye unos medios de cálculo de la velocidad de giro mecánica promedio óptima a partir de las velocidades de viento en cada generador, unos medios de cálculo

de la velocidad de giro mecánica promedio a partir de las velocidades de giro

individuales de cada generador y unos medios de comparación aptos para, a

partir de la diferencia entre ambas, determinar el valor objetivo del par promedio

del conjunto.

13 -Sistema según la reivindicación 11 , caracterizado porque dicha etapa lb]

incluye unos medios de estimación de la velocidad de giro mecánica promedio a

partir de un observador basado en las ecuaciones dinámicas de los generadores

eléctricos y lectura de las variables globales del parque eólico, y unos medios de 10 determinación del valor objetivo del par promedio del conjunto mediante un MPPT.

14 -Sistema según la reivindicación 11 , caracterizado porque dicha etapa lb] incluye unos medios de cálculo de la velocidad de giro mecánica promedio óptima

15 a partir de las velocidades de viento en cada generador, unos medios de calculo

de la velocidad de giro mecánica promedio a partir de las velocidades de giro

mecanicas individuales de cada generador y unos medios de comparación aptos

para, a partir de la diferencia entre ambas, determinar el valor objetivo del par promedio del conjunto ,

20 y, adicionalmente, dicha etapa lb] incluye unos medios de detección de fallo en la red de comunicaciones responsable de transmitir los datos de velocidad y/o de velocidad de giro mecánica individual aptos para activar dichos medios de actuación en caso de fallo de comunicaciones que , a su vez, comprenden de

25 estimación de la velocidad de giro mecánica promedio a partir de un observador basado en las ecuaciones dinámicas de los generadores eléctricos y lectura de

las variables globales del parque eólico , y unos medios de determinación del valor

objetivo del par promedio del conjunto mediante un MPPT.