ES2920964T3 - Controlador reactivo maestro intrazonal para parques eólicos estrechamente acoplados - Google Patents

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Abstract

Se proporciona un sistema de control del generador de turbinas eólicas para controlar la salida de una pluralidad de alojamientos eólicos estrechamente acoplados 10, 15, 20 conectados en un punto de acoplamiento 25 común con una cuadrícula del sistema de potencia 30. Un dispositivo de control reactivo maestro 75 emplea algoritmos 295, 380, 380 cuyo efecto técnico es coordinar la potencia real, la potencia reactiva y la salida de voltaje de los múltiples bosques de viento. El dispositivo de control reactivo maestro 75 incorpora un regulador de potencia reactivo 100A que puede usarse para regular la potencia reactiva, el factor de potencia o el voltaje en el punto del acoplamiento común 25 y un regulador de potencia activo 300 que puede usarse para regular la potencia real en el punto de El acoplamiento común 25, de modo que se pide a cada Windfarm 10, 15, 20 que contribuya o viole su propia capacidad operativa. (Traducción automática con Google Translate, sin valor legal)

Description

DESCRIPCIÓN
Controlador reactivo maestro intrazonal para parques eólicos estrechamente acoplados
[0001] La invención se refiere, en general, al control de múltiples sistemas de parques eólicos eléctricos dentro de un sistema de potencia eléctrica y, más específicamente, a un controlador maestro y procedimiento para controlar una pluralidad de parques eólicos interconectados en un punto de acoplamiento común con el sistema de potencia eléctrica.
[0002] Típicamente, un sistema de potencia eléctrica incluye una pluralidad de activos de generación de potencia, que se extienden en una zona geográfica. El sistema de potencia eléctrica también incluye sistemas que consumen potencia (cargas) que también se pueden extender en la zona geográfica. El sistema de potencia eléctrica también incluye una red, una red de líneas de potencia eléctrica y equipos asociados usados para transmitir y distribuir electricidad en una zona geográfica. La infraestructura de la red puede incluir, pero no se limita a, dispositivos para la interconexión, control, mantenimiento y mejora de la operación del sistema de potencia eléctrica. Típicamente, el sistema de potencia eléctrica incluye un sistema de control centralizado conectado operativamente a los activos de generación de potencia para controlar una salida de potencia de cada uno de los activos de generación de potencia, por ejemplo, usando lógica de procesamiento. El operador de red normalmente opera el sistema de control centralizado. La potencia de salida de los activos de generación de potencia controlados por el sistema de control centralizado puede incluir, pero no se limita a, una cantidad de potencia eléctrica y un voltaje para la potencia eléctrica.
[0003] Los activos de generación de potencia pueden incluir estaciones de generación de potencia individuales. Cada una de las estaciones de generación de potencia, por ejemplo, puede dar servicio a una región geográfica dentro de la red suministrando potencia eléctrica a dichas regiones. Cada uno de los activos de generación de potencia puede incluir cualquier tipo de fuente de potencia. Por ejemplo, los activos de generación de potencia pueden incluir una fuente de potencia que genere potencia eléctrica al menos parcialmente a partir de carbón; energía hidráulica; un fluido combustible, tal como gasolina, gas natural, combustible diésel, etc.; y a partir de energía nuclear, eólica y solar.
[0004] A menudo, se usa la energía eólica para generar potencia eléctrica en centrales eléctricas, a menudo denominadas parques eólicos, usando, por ejemplo, la rotación de grandes turbinas eólicas para accionar generadores eléctricos. Los parques eólicos y sus controladores de parque eólico asociados pueden controlar el suministro de potencia reactiva y, en un grado más limitado, la potencia activa. Larsen, en las patentes de EE. UU. n.° 7.119.456, n.° 7.166.928, y n.° 7.224.081, describe un control de voltaje para generadores eólicos, incluyendo un controlador a nivel de parque con una consigna de potencia reactiva y un sistema de control de generador de turbina eólica. El control de voltaje de generador de turbina eólica se puede proporcionar regulando el voltaje de acuerdo con una referencia establecida por un controlador de mayor nivel que el del generador (nivel de subestación o parque). La potencia reactiva se puede regular durante un periodo más largo (por ejemplo, unos pocos segundos), mientras que el voltaje entre bornes de generador de turbina eólica se regula durante un periodo más corto (por ejemplo, una fracción de segundo) para mitigar el efecto de los rápidos cambios en la red.
[0005] Por motivos económicos y como uno de los enfoques para reducir los impactos ambientales de la generación de potencia con combustibles fósiles, se están produciendo generadores de turbina eólica con mayor salida de potencia y se están poniendo en operación parques eólicos con mayores números de generadores de turbina eólica. La salida de potencia de los parques eólicos en el futuro puede comprender una parte significativamente mayor de la potencia total que se suministra y transmite a lo largo de la red de transmisión. A menudo, un parque eólico original se puede ubicar en una determinada localización geográfica, en base a las condiciones del viento deseables en esa localización. Posteriormente, se pueden ubicar uno o más parques eólicos adicionales en la misma zona geográfica, en base a las condiciones del viento deseables que motivaron el primer parque eólico. Los siguientes parques eólicos se pueden construir por el mismo operador que el primer parque eólico o por operadores completamente diferentes. Las salidas de los parques eólicos se pueden interconectar en una variedad de puntos, que, en última instancia, se enganchan en un punto de acoplamiento común. El punto de acoplamiento común también puede ser el punto de conexión a la red del sistema de potencia eléctrica. El punto de acoplamiento común puede proporcionar una localización para la medición de parámetros de salida combinados de la pluralidad de parques eólicos interconectados. De forma alternativa, el punto de acoplamiento común puede ser remoto con respecto al punto de interconexión con la red. A menudo, es deseable regular la salida relacionada con la potencia combinada de múltiples parques eólicos en la localización de la medición. Sin embargo, en otras ocasiones puede ser deseable o necesario regular la salida relacionada con la potencia combinada de múltiples parques eólicos en un punto de regulación distante de la localización en el que se puedan medir los parámetros combinados, por ejemplo, en el punto de interconexión con la red.
[0006] La FIG. 1 ilustra una pluralidad de parques eólicos locales 10, 15, 20 (se muestran tres parques eólicos, pero se puede enganchar cualquier número de parques eólicos locales) cada uno con un controlador de parque eólico local 60, interconectados entre sí en un punto de acoplamiento común 25. El punto de acoplamiento común 25 puede estar en el mismo punto de la conexión física 27 con respecto a la red 30 del sistema de potencia eléctrica. Para cada parque eólico local 10, 15, 20, se muestra un generador de turbina eólica 35 individual, que representa múltiples generadores de turbina eólica normalmente presentes en un parque eólico local. Cada generador de turbina eólica 35 individual de un parque eólico local se puede conectar a través de un transformador de salida 40 a un colector 45 común para el parque eólico local, y entonces a través de un transformador de parque eólico 50 a líneas de interconexión 55 entre la pluralidad de parques eólicos locales. El controlador de parque eólico local 60 se puede conectar operativamente al generador de turbina eólica 35 individual para proporcionar consignas 61 para el control de parámetros relacionados con la potencia. El controlador de parque eólico local 60 también puede recibir señales de estado operativo 62 de los generadores de turbina eólica y detectar parámetros de salida relacionados con la potencia 63 en un punto de medición de salida 65 para el parque eólico local 10, 15, 20.
[0007] La interconexión de los parques eólicos puede ser en diferentes configuraciones. Las distancias entre los parques eólicos pueden variar. El número de generadores de turbina eólica en los parques eólicos individuales puede ser diferente. Además, el punto de conexión física con la red puede ser remoto con respecto a cualquiera de los parques eólicos individuales y del punto de acoplamiento común.
[0008] Como se describe previamente, el sistema de control centralizado está conectado operativamente a los activos de generación de potencia para controlar los parámetros de salida de potencia. En el caso de la pluralidad de parques eólicos interconectados con controladores de parque eólico local individual, se pueden proporcionar consignas relacionadas con la potencia local individual a los controladores de parque eólico local individual desde el sistema de control central. Típicamente, las consignas relacionadas con la potencia proporcionadas al controlador de parque eólico local pueden dirigir el controlador de parque eólico local para que proporcione una salida relacionada con la potencia específica en el punto de conexión común.
[0009] Sin embargo, la pluralidad de controladores de parque eólico local individual no pueden controlar en el punto de acoplamiento común 25 porque los parámetros relacionados con la potencia en ese punto son una combinación de las salidas de todos los parques eólicos individuales. Típicamente, dichos problemas se han evitado reduciendo los requisitos de regulación o restringiendo la operación.
[0010] Se ha considerado la posibilidad de ajustar los parques eólicos individuales para que sean menos dinámicos de manera que se minimicen naturalmente las interacciones. A menudo, este enfoque puede reducir la calidad de la regulación y, en última instancia, puede no satisfacer los requisitos de las normas de interconexión de sistemas eléctricos. Cada parque eólico también se podría instrumentar para supervisar la salida de todos los demás parques eólicos, así como el punto de interconexión, y derivar su propia contribución requerida para regular las cantidades del punto de interconexión. Esta solución es un enfoque más costoso, que requiere instrumentación de medición adicional y complejidad de control, de modo que la complejidad hace que sea difícil de aplicar.
[0011] El documento US 2008/150283 A1 se refiere al campo de la generación de potencia eólica, más en particular, al control de la potencia reactiva para operar un parque eólico que tenga múltiples turbinas eólicas.
[0012] El documento EP 1841 037 A2 se refiere a un procedimiento para determinar valores de parámetro asociados con una red eléctrica, teniendo la red eléctrica un punto de interconexión donde la red eléctrica está acoplada eléctricamente a una fuente de potencia, comprendiendo el procedimiento: medir la potencia real en el punto de interconexión de la red eléctrica para obtener una pluralidad de valores de potencia real; medir la potencia reactiva en el punto de interconexión de la red eléctrica (12) para obtener una pluralidad de valores de potencia reactiva; medir un voltaje en el punto de interconexión de la red eléctrica para obtener una pluralidad de valores de voltaje; y estimar al menos un valor de parámetro asociado con la red eléctrica utilizando la pluralidad de valores de potencia real, la pluralidad de valores de potencia reactiva y la pluralidad de valores de voltaje, y una técnica de estimación matemática.
[0013] El documento EP 1672 779 A2 se refiere a la generación de potencia eólica y, más en particular, a técnicas para controlar tasas de variación de potencia de un parque eólico que tiene múltiples generadores de turbina eólica.
[0014] El documento US 2008/088129 A1 se refiere a un parque eólico que tiene una pluralidad de instalaciones de energía eólica y un maestro de parque eólico para controlar las instalaciones de energía eólica, teniendo las instalaciones de energía eólica un generador, que se acciona por medio de un rotor, para generar potencia eléctrica, y teniendo el maestro de parque eólico un dispositivo de control de potencia.
[0015] El documento DE 10 2005 026 062 A1 se refiere al control de frecuencia-potencia automático y el control de generación automático con inversores autoconmutados modulados por ancho de pulso y a su integración en la red con un comportamiento dinámico equivalente al de los generadores síncronos en rotación, mientras se mantiene la estructura del bucle de control y los parámetros del control primario y secundario, así como el control de generación automático, que son comunes en la red.
[0016] El documento JP 2007037347 A se refiere a un aparato, procedimiento y programa de detección de la distribución de carga para calcular una distribución de carga óptima para cada generador conectado a un sistema.
[0017] El documento EP 1 035 626 A2 se refiere a un aparato de control de sistema de potencia y a un procedimiento de control de sistema de potencia en el que un voltaje y una potencia reactiva en un sistema de potencia se ajustan a valores deseados operando un aparato de control del sistema de potencia.
[0018] El documento EP 1508951 A1 se refiere a la generación y distribución de potencia eléctrica.
[0019] En consecuencia, existe una necesidad de proporcionar una estructura y procedimiento para controlar una pluralidad de parques eólicos interconectados, operando cada uno con un controlador de parque eólico local y proporcionando conjuntamente parámetros relacionados con la potencia en un punto de conexión común con la red de un sistema de potencia eléctrica.
[0020] Se proporciona un sistema de control de generador de turbina eólica como se define en la reivindicación 1 adjunta. Las reivindicaciones dependientes se dirigen a otros modos de realización del sistema de control de generador de turbina eólica.
[0021] Diversos rasgos característicos, aspectos y ventajas de la presente invención se entenderán mejor cuando se lea la siguiente descripción detallada con referencia a los dibujos adjuntos en los que los caracteres similares representan partes similares a lo largo de los dibujos, en los que:
la FIG. 1 ilustra una pluralidad de parques eólicos, cada uno con un controlador de parque eólico local, interconectados entre sí y en un punto de conexión común con la red;
la FIG. 2 ilustra esquemáticamente un dispositivo de control reactivo maestro que mide parámetros del sistema relacionados con la potencia en un punto de acoplamiento común para una pluralidad de parques eólicos locales estrechamente acoplados y que usa los parámetros medidos para controlar controladores de parque eólico local para establecer los parámetros relacionados con la potencia en el punto de acoplamiento común;
la FIG. 3 ilustra parámetros de entrada y salida que se pueden emplear por el dispositivo de control reactivo maestro para controlar la operación del parque eólico local;
la FIG. 4 ilustra un regulador de voltaje de acuerdo con un aspecto de la presente invención en el que se proporciona una referencia de voltaje al regulador y se proporciona una consigna de potencia reactiva en la salida;
la FIG. 5 ilustra una función de distribución por la que la consigna de potencia reactiva total desarrollada por el regulador de voltaje para el control del factor de potencia o voltaje en el punto de acoplamiento común se puede asignar a los parques eólicos locales individuales;
la FIG. 6 ilustra un regulador de potencia real de acuerdo con un aspecto de la presente invención en el que se proporciona una referencia de potencia real al regulador y se proporciona una consigna de potencia real a los parques eólicos locales en la salida;
la FIG. 7 ilustra una función de distribución por la que una consigna de potencia real total desarrollada por el regulador de potencia real para la potencia real total en el punto de acoplamiento común se puede asignar a los parques eólicos locales individuales; y
la FIG. 8 ilustra un diagrama de flujo de un procedimiento para operar un sistema de control de generador de turbina eólica con un dispositivo de control reactivo maestro para controlar la salida de una pluralidad de parques eólicos locales en un punto de conexión común con la red de un sistema de potencia eléctrica.
[0022] Los siguientes modos de realización de la presente invención tienen muchas ventajas, incluyendo la regulación de la salida de parques eólicos estrechamente acoplados, conectados a una red de un sistema de potencia eléctrica, para regular conjuntamente un único punto común de acoplamiento eléctrico a través de respuesta de voltaje, potencia reactiva y potencia real coordinadas. Un dispositivo de control reactivo maestro (“master reactive control devioe)” (MRCD) puede supervisar un punto de medición común para parámetros relacionados con la potencia (tales como corrientes, voltaje, potencia real, potencia reactiva y factor de potencia) donde el valor de parámetro en el punto de medición es una suma total de las contribuciones para cada parque eólico local. Se puede aplicar la compensación de caída en la línea, si fuera necesario, para compensar las pérdidas de potencia real, las pérdidas de potencia reactiva y las caídas de voltaje que se pueden requerir si el punto de medición no está en el punto en el sistema en el que se va a regular la salida combinada de los parques eólicos. El dispositivo de control reactivo maestro puede incorporar una consigna de salida de potencia reactiva que se puede usar para regular el factor de potencia o voltaje en el punto de acoplamiento común. El MRCD también puede incorporar un regulador de potencia activa que se puede usar para regular la potencia real en el punto de acoplamiento común. Las consignas de potencia real y de potencia reactiva para cada parque eólico local se pueden controlar de modo que no se pida a cada parque eólico que contribuya o viole su propia capacidad operativa. Se proporciona un procedimiento para implementar el control coordinado.
[0023] La FIG. 2 ilustra esquemáticamente un dispositivo de control reactivo maestro adaptado para medir parámetros del sistema relacionados con la potencia en un punto de acoplamiento común para una pluralidad de parques eólicos locales estrechamente acoplados y usar los parámetros medidos para controlar controladores de parque eólico local para establecer los parámetros relacionados con la potencia en el punto de acoplamiento común. Un primer parque eólico local 10, un segundo parque eólico local 15 y un tercer parque eólico local 20 pueden representar una pluralidad de cualquier número de parques eólicos locales conectados en sus salidas a un punto de acoplamiento común a través de líneas de transmisión 55, presentando las impedancias Z1, Z2 y Z3, respectivamente. Cada uno de los parques eólicos locales 10, 15, 20 se muestra con un generador de turbina eólica 35, que puede representar cualquier pluralidad de generadores de turbina eólica dentro del parque eólico local. Cada parque eólico local 10, 15, 20 incluye un controlador de parque eólico local 60. El controlador de parque eólico local 60 puede supervisar los parámetros relacionados con la potencia 63 en la salida del parque eólico local 65 individual, supervisar el estado operativo 62 de los generadores de turbina eólica individuales y proporcionar señales de control 61 a los generadores de turbina eólica 35 individuales dentro del parque eólico local 10, 15, 20 respectivo.
[0024] La red 30 puede presentar típicamente una impedancia en el punto de acoplamiento común a los parques eólicos interconectados de ZRED, donde ZRED es grande en comparación con las impedancias Z1, Z2 y Z3 presentadas por los parques eólicos locales. En consecuencia, debido al estrecho acoplamiento de los parques eólicos locales, cualquier controlador de parque eólico local individual que intente responder a una señal de un controlador de sistema centralizado para proporcionar una salida en el punto de acoplamiento común 25 estaría compitiendo con los demás controladores de parque eólico local y sus señales de control para implementar una salida en el punto de acoplamiento común.
[0025] Una pluralidad de dispositivos de detección 70, 71 en el punto de acoplamiento común 25 puede detectar una pluralidad de parámetros relacionados con la potencia 85, 90, 91 en un punto de acoplamiento común 25 (en este caso también en el punto de medición 26). Los parámetros relacionados con la potencia pueden incluir la potencia real, potencia reactiva, voltaje, corriente de línea y factor de potencia. Los parámetros relacionados con la potencia se pueden transmitir 95, 96 al dispositivo de control reactivo maestro 75 por diversos medios conocidos en la técnica. El dispositivo de control reactivo maestro 75 puede usar los valores de parámetro relacionado con la potencia descritos anteriormente, junto con otras señales de parámetro relacionado con la potencia 76 del parque eólico local para controlar la salida de los parques eólicos locales 10, 15, 20 en base a señales de consigna de referencia 6 desde el controlador de sistema centralizado 5.
[0026] El dispositivo de control reactivo maestro 75 puede usar los parámetros relacionados con la potencia para coordinar la producción de vatios y vars de los parques eólicos locales individuales para regular las cantidades del sistema en el punto de conexión común. La pluralidad de parques eólicos se puede controlar de modo que cada parque eólico individual 10, 15, 20 mantenga sus propios límites de voltaje, potencia y VAR además de minimizar y eliminar las oscilaciones de var y voltaje entre estos parques eólicos fuertemente acoplados. Además, si un punto de regulación 27 por el controlador de sistema centralizado 5 del sistema de potencia eléctrica para los parques eólicos locales interconectados está en una localización distinta del punto de medición 26 para los parques eólicos locales, el dispositivo de control reactivo maestro 75 para los parques eólicos locales 10, 15, 20 puede proporcionar la compensación de la caída de voltaje y la pérdida de potencia entre el punto de regulación 27 y el punto de medición 26, utilizando los parámetros relacionados con la potencia medidos y otros parámetros de línea.
[0027] Normalmente, los parámetros relacionados con la potencia medidos, descritos anteriormente, se pueden medir en el punto de acoplamiento común 25, que, cuando se usa para la medición de la salida común de los parques eólicos individuales, también se puede denominar punto de medición 26. De forma alternativa o como respaldo a una medición fallida, las señales de parámetro relacionado con la potencia 76 del controlador de parque eólico local 60, la potencia real, la potencia reactiva y la corriente en el punto de acoplamiento común se pueden calcular como una suma de la medición de potencia real, mediciones de potencia reactiva y mediciones de corriente respectivas, para cada parque eólico local individual. El voltaje de línea, en el punto de acoplamiento común 25, se puede aproximar como equivalente al voltaje medido en el punto de salida 65 de cualquier parque eólico local individual. Los parámetros relacionados con la potencia calculados se describen en las ecuaciones 1­ 4 a continuación:
Pmedid. = £ Pwf¡ Ecuación 1;
Qmedid. = : ^ } Q Q ww ff¡¡ Ecuación 2;
/= 1
Figure imgf000006_0001
y
Vmedid. = Vwf¡ Ecuación 4;
donde
Pmedid., Qmedid. e Imedid. pueden ser valores medidos en el punto de acoplamiento común y Pwf¡, Qwf¡ y Iwf¡ son los valores medidos de los parámetros en el parque eólico individual; y Vmedid. representa un valor medido del voltaje de línea en el punto de acoplamiento común y Vwfi son valores medidos para el voltaje de línea en la salida de los parques eólicos individuales; e i representa un índice para parques eólicos individuales.
[0028] La FIG. 3 ilustra parámetros de entrada y salida que se pueden emplear por el dispositivo de control reactivo maestro para controlar la operación del parque eólico local. El MRCD 75 puede recibir una pluralidad de entradas de control desde el controlador de sistema centralizado 5. Las entradas pueden incluir, pero no se restringen a, valores de referencia para voltaje (Vref) 105, factor de potencia (FPref) 106 y potencia (Pref) 107 para el control en el punto de acoplamiento común.
[0029] La potencia activa total 110, la potencia reactiva total 115, el voltaje de línea 120, la corriente de línea 125 y el factor de potencia 130 se pueden medir en el punto de acoplamiento común. Se pueden proporcionar otros parámetros medidos desde los parques eólicos individuales, incluyendo la potencia real (PWfl...Pwfn) 135, potencia reactiva (Qwfl...Qwfn) 140, voltaje de salida (Vwfl...Vwfn) 145 , corriente de salida (Iwfl...Iwfn) 150. Otros parámetros calculados, tales como la potencia reactiva máxima (MÁXQwfl...MÁXQwfn) 155 y la potencia real máxima posible POSPwfl...POSPwfn 160, se pueden proporcionar al dispositivo de control reactivo maestro desde los controladores de parque eólico local individual. Aquí, la potencia reactiva máxima 155 para un parque eólico local individual puede representar la suma de la capacidad de potencia reactiva máxima de los generadores de turbina eólica individuales y el número de generadores de turbina eólica operativos dentro del parque eólico local. La potencia real posible máxima 160 para un parque eólico local individual puede representar la suma de la capacidad de potencia real posible de los generadores de turbina eólica individuales en las condiciones ambientales existentes y el número de generadores de turbina eólica operativos dentro del parque eólico local individual.
[0030] Las salidas del dispositivo de control reactivo maestro 75 pueden incluir consignas de potencia real (PlCMD...PnCMD) 170 y consignas de potencia reactiva (QlCMD...QnCMD) 175 para controladores de parque eólico local individual. Las consignas se establecen de acuerdo con algoritmos, cuyo efecto técnico sea proporcionar al menos una de regulación del voltaje, regulación del factor de potencia y regulación de potencia en el punto de acoplamiento común.
[0031] La FIG. 4 ilustra un modo de realización de un dispositivo de control reactivo maestro 75 de acuerdo con la presente invención en el que se proporciona una referencia de voltaje Vref 105 a un regulador de voltaje 100A y se proporciona una consigna de potencia reactiva 298 de parque eólico en la salida. En un aspecto, el sistema de control de turbina eólica se adapta para regular el voltaje en un punto de acoplamiento común 25 en la salida de una pluralidad de parques eólicos locales 10, 15, 20 estrechamente acoplados (FIG. 3). Una referencia de voltaje de entrada 205 con respecto al regulador de voltaje 100A puede incluir una entrada de referencia de voltaje 105 o una consigna de voltaje de factor de potencia 215 desde un regulador de factor de potencia 100B (descrito más adelante), donde cualquier entrada se puede conmutar de forma alternativa en el circuito por los interruptores 220 y 221 respectivamente, u otros medios adecuados. La referencia de voltaje de entrada 205 se puede comparar en el sumador 225 con una señal de caída de voltaje 230 y con una señal de compensación de caída en la línea Vcaída en la línea 235.
[0032] La señal combinada se somete a prueba por el limitador 240 para mantener el voltaje en el punto de conexión local dentro de los límites. Entonces, la señal combinada se compara en el sumador 245 frente a Vmedid.
120 para generar una señal de error de voltaje Verr 250 que se va a aplicar al controlador proporcional integral derivativo (PID) 255 para generar una consigna de potencia reactiva total Qtotcmd 265. Qtotcmd 265 está delimitada por Q limitador 260 donde Qlímites = 1 QuMu.QuMn para los parques eólicos individuales. Qtotcmd 265 representa la potencia reactiva total que se consigna para la pluralidad de parques eólicos. El envío de consignas de potencia reactiva a los parques eólicos locales elimina los conflictos entre los reguladores de voltaje de los parques eólicos locales. Entonces, la consigna de potencia reactiva total Qtotcmd 265 se puede repartir como QnCMD a los parques eólicos locales individuales de acuerdo con una función de distribución, que se va a describir adicionalmente.
[0033] Es posible compensar la caída en la línea 98 (FIG. 2) entre el punto de medición 26 (FIG. 2) y el punto de regulación 27 (FIG. 2) porque el dispositivo de control reactivo maestro "ve" la corriente combinada que fluye desde todos los parques eólicos locales. La caída en la línea se puede determinar de acuerdo con la Ecuación 5:
Figure imgf000007_0001
donde I es el voltaje del fasor, X es la impedancia compleja de la línea compensada y B es el término de carga de línea.
[0034] Vcaída se puede calcular de acuerdo con la ecuación 6:
Figure imgf000007_0002
donde % de caída es un valor de caída especificado, Qmedid. es la potencia reactiva medida y V es el voltaje nominal o voltaje de referencia.
[0035] La FIG. 5 ilustra una función de distribución por la que la Qtotcmd desarrollada por el regulador de voltaje para la potencia reactiva total en el punto de acoplamiento común se puede asignar a los parques eólicos locales individuales. A partir de Qtotcmd 265, se puede asignar una consigna de potencia reactiva de parque eólico Qicmd...QnCMD 298 por un algoritmo de distribución 295 para cada controlador de parque eólico local. Un modo de realización del algoritmo de distribución 295 puede utilizar valores nominales de potencia reactiva en línea máxima local proporcionados desde el parque eólico local individual o los controladores de parque eólico local individual al dispositivo de control reactivo maestro 75. El parque eólico local o controlador de parque eólico local puede generar su valor nominal de potencia reactiva en línea máxima local Qi en línea... valor nominal Qi en línea 155 (FIG3), en base al número de generadores de turbina eólica operativos en el parque eólico local y el valor nominal de potencia reactiva de los generadores de turbina eólica individuales. La consigna de potencia reactiva proporcionado al parque eólico i, se puede describir en la ecuación 7:
Figure imgf000007_0003
[0036] En caso de pérdida de comunicación de un parque eólico, se pueden emplear otros algoritmos para distribuir las consignas de potencia reactiva total. En un modo de realización de este tipo, se pueden aplicar constantes de configuración en unidades de potencia reactiva para distribuir dichas consignas como en la ecuación 8:
Figure imgf000007_0004
donde Ki es una constante de configuración en VARS.
[0037] En referencia a, de nuevo, a la FIG. 4, el regulador puede recibir una consigna de voltaje de factor de potencia 215 cuando está en el modo de controlar el factor de potencia en el punto de acoplamiento común, con el interruptor 221 cerrado. Sin embargo, la señal de control al regulador se proporciona en forma de referencia de factor de potencia (cos $) 106 designada proporcionada por el controlador de sistema central 5 (FIG. 2). La referencia de factor de potencia 106 designada se puede transformar en una consigna de voltaje de factor de potencia 215 para usar los controles del regulador comunes tanto a la regulación del voltaje como a la regulación del factor de potencia. En un modo de realización de la transformación, la referencia de factor de potencia FPref 106 se convierte en una referencia de potencia reactiva Qref 275 donde la función de arc(cos $) 271 genera $ 272 y la función tan $ representa la proporción entre la potencia reactiva con respecto a la potencia real. Cuando se multiplica por la potencia real Pmedid., se establece Qref 275. Qref 275 se puede comparar frente a Qmedid.
285 en el sumador 287 para determinar una señal de error de potencia reactiva Qerr 288. Se puede introducir Qerr 288 en el controlador proporcional integral derivativo (PID) 290 para generar la consigna de voltaje de factor de potencia Vconsigna 215. Además, se pueden establecer límites superior e inferior en Vconsigna 215 por el limitador 295 para mantener la señal dentro de los límites de los puntos de conexión locales.
[0038] Para el control del factor de potencia en un punto del sistema común que no sea el punto de medición, la compensación de caída en la línea se puede proporcionar a Pmedid. 110 por una pérdida de potencia real Ppérdida 278 y a Qmedid. 285 calculadas por una pérdida de potencia reactiva Qpérdida 286 calculada. Las pérdidas de potencia compensatorias se calculan de acuerdo con las ecuaciones 9 y 10:
o
PPÉRDIDA = 'medid.xR Ecuación 9,
y
^ pérdida = -ImedidxP+V2xB Ecuación 10;
donde Imedid. y Vmedid. se miden en el punto de acoplamiento común, R es la resistencia de línea entre el punto de acoplamiento común y el punto de regulación, y B es el término de carga de línea.
[0039] La FIG. 6 ilustra un modo de realización de un regulador de potencia real 300 de acuerdo con otro aspecto de la presente invención en el que se proporciona una referencia de potencia real 107 al regulador desde el controlador de sistema centralizado 5 (FIG. 2) y se proporciona una consigna de potencia real 390 en la salida. En un aspecto de la presente invención, se proporciona un sistema de control de turbina eólica, adaptado para regular la potencia real en un punto de acoplamiento común en la salida de una pluralidad de parques eólicos locales estrechamente acoplados. La referencia de potencia real 107 se puede ajustar en el sumador de referencia de potencia real 305 con una señal de compensación de caída en la línea Ppérdida 310 si el punto de medición es diferente que el punto de regulación. La señal de pérdida corregida 315 se puede someter a prueba por el limitador de tasa de variación 320 para mantener la tasa de cambio de potencia dentro de los límites superior e inferior. La señal de pérdida corregida 315 también se puede someter a prueba por el limitador de referencia de potencia 325 para mantener la señal de potencia dentro de los límites superior e inferior. La señal de referencia combinada 330 se compara entonces en el sumador 335 frente a Pmedid. 110 a partir del punto de medición para generar una señal de error de potencia real Perr 340 que se va a aplicar al controlador 350 proporcional integral derivativo (PID) para generar una consigna de potencia real total Ptotcmd 370. Ptotcmd 370 representa la potencia reactiva total que se consigna para suministrarse por la pluralidad de parques eólicos locales. La Ptotcmd 370 está limitada por el limitador de consigna de potencia 360. Entonces, la consigna de potencia real total Ptotcmd 370 se puede repartir como PnCMD 380 a los parques eólicos locales individuales de acuerdo con una función de distribución, que se va a describir adicionalmente.
[0040] La FIG. 7 ilustra una función de distribución por la que la Ptotcmd 360, desarrollada por el regulador de potencia real 300, para la potencia total en el punto de acoplamiento común se puede asignar a los parques eólicos locales individuales. A partir de Ptotcmd 370, se pueden asignar consignas de potencia real PlCMD...PnCMD 380 del parque eólico por un algoritmo de distribución 390 para cada controlador de parque eólico local. Un modo de realización del algoritmo de distribución puede utilizar valores nominales de potencia real posible máxima local proporcionados desde el parque eólico local individual o los controladores de parque eólico local individual al dispositivo de control reactivo maestro. El parque eólico local o controlador de parque eólico local puede generar su valor nominal de potencia posible máxima local PlPOS...valor nominal PnPOS 160, en base al número de generadores de turbina eólica operativos en el parque eólico local y la posible capacidad de potencia real de los generadores de turbina eólica individuales. La consigna de potencia real proporcionado al parque eólico n, se puede describir en la ecuación 11:
Figure imgf000008_0001
[0041] En caso de pérdida de comunicación de un parque eólico, se pueden emplear otros algoritmos para distribuir las consignas de potencia reactiva real. En un modo de realización de este tipo, se pueden aplicar constantes de configuración en unidades de potencia real para distribuir dichas consignas como en la ecuación 12:
PTOTCMD*Ki
PnCMD - ----- Z _yi//N v t
= i
' K ... i ----- Ecuación 12;
donde Ki es una constante de configuración en vatios.
[0042] De acuerdo con otro aspecto de la presente invención, se proporciona un procedimiento para coordinar el control de parques eólicos locales fuertemente acoplados conectados en un punto de conexión común con una red de potencia eléctrica. El procedimiento puede incluir recibir señales de referencia relacionadas con la potencia desde un controlador de sistema centralizado para la red de potencia eléctrica y también recibir señales operativas relacionadas con la potencia desde cada uno de una pluralidad de parques eólicos locales. El procedimiento también puede incluir la detección de una pluralidad de parámetros relacionados con la potencia en un punto de conexión común con la red. De acuerdo con las señales de referencia proporcionadas desde el controlador de sistema centralizado y las señales operativas relacionadas con la potencia suministradas por la pluralidad de parques eólicos locales, se genera una pluralidad de consignas relacionadas con la potencia para cada uno de la pluralidad de parques eólicos locales. La pluralidad de consignas relacionadas con la potencia se transmite a cada uno de la pluralidad de parques eólicos locales para controlar la salida de los parques eólicos locales individuales para producir una salida combinada en el punto de acoplamiento común, o, de forma alternativa, en un punto de regulación diferente, de acuerdo con las señales de referencia relacionadas con la potencia.
[0043] Las señales de referencia relacionadas con la potencia recibidas desde el controlador de sistema centralizado para la red de potencia eléctrica pueden incluir una consigna de voltaje de referencia, una consigna de referencia de factor de potencia y una consigna de referencia de potencia real.
[0044] Las señales relacionadas con la potencia detectadas en el punto de conexión común pueden incluir la potencia real PMEDID., potencia reactiva Qmedid., voltaje de línea VMEDID., corriente de línea Imedid. y factor de potencia FPmedid.
[0045] Las señales operativas relacionadas con la potencia de la pluralidad de parques eólicos locales pueden incluir la salida de potencia real, la salida de potencia reactiva, la salida de voltaje. Se pueden proporcionar los parámetros medidos de salida actuales desde los parques eólicos individuales, incluyendo la potencia real (Pwfl...Pwfn) 135, potencia reactiva (Qwfl...Qwfn) 140, voltaje de salida (Vwfl...Vwfn) 145, corriente de salida (Iwfl.Jwfn) 150. Otros parámetros calculados, tales como la potencia reactiva máxima (MÁXQwfl...MÁXQwfn) 155 y la potencia real máxima posible POSPwfl...POSPwfn 160, se pueden proporcionar al dispositivo de control reactivo maestro 75 desde los controladores de parque eólico local individual.
[0046] Cuando el parámetro relacionado con la potencia se controla en un punto de regulación distinto del punto de medición, se puede usar la compensación de caída en la línea. La compensación de caída en la línea se puede aplicar para corregir la consigna de referencia de voltaje desde el controlador centralizado como se describe previamente en las ecuaciones 5 para el control de regulación del voltaje y el control del factor de potencia. La compensación de caída en la línea se puede aplicar como una corrección de pérdida de potencia en la regulación de potencia real y para establecer la Qref para la regulación del factor de potencia como se describe previamente en las ecuaciones 9 y 10.
[0047] El procedimiento puede incluir además controlar un controlador local para una fuente de generación de potencia que no sea un parque eólico, acoplado eléctricamente con la pluralidad de parques eólicos locales en un punto de acoplamiento común 25, de acuerdo con la salida del dispositivo de control reactivo maestro 75.
[0048] De acuerdo con otro aspecto de la presente invención, el procedimiento puede incluir generar una consigna de potencia reactiva total para la pluralidad de parques eólicos locales y una consigna de potencia real total para la pluralidad de parques eólicos locales.
[0049] De acuerdo con otro aspecto de la invención, el procedimiento puede incluir la regulación del voltaje y el factor de potencia en el punto de acoplamiento común. El procedimiento puede incluir además generar una consigna de potencia reactiva total y una consigna de potencia real total como se describe previamente. El procedimiento también puede incluir determinar, como se describe previamente, una distribución de la consigna de potencia reactiva total con respecto a cada parque eólico local individual de acuerdo con un algoritmo de distribución cuyo efecto técnico sea distribuir la carga reactiva al parque eólico de acuerdo con la capacidad del parque eólico local individual para generar potencia reactiva y determinar una distribución de la consigna de potencia real total con respecto a cada parque eólico local individual de acuerdo con un algoritmo de distribución cuyo efecto técnico sea distribuir la carga real con respecto a cada parque eólico local de acuerdo con la capacidad del parque eólico local individual de producir potencia real.
[0050] La FIG. 8 ilustra un diagrama de flujo de un procedimiento para operar un sistema de control de generador de turbina eólica con un dispositivo de control reactivo maestro para controlar la salida de una pluralidad de parques eólicos locales en un punto de conexión común con la red de un sistema de potencia eléctrica. En la etapa 805, se opera una pluralidad de parques eólicos locales interconectados bajo el control de sus controladores de parque eólico local individual respectivos para generar salidas de potencia real y de potencia reactiva dentro de los límites de sus generadores de turbina eólica respectivos. La operación puede incluir fuentes de generación de potencia interconectadas que no sean un parque eólico. En la etapa 810, el sistema de control (dispositivo de control reactivo maestro) puede recibir una pluralidad de parámetros relacionados con la potencia desde los parques eólicos locales o controladores de parque eólico local. En la etapa 815, se puede detectar una pluralidad de parámetros relacionados con la potencia en un punto de medición en el acoplamiento común de las salidas de los parques eólicos locales individuales. Si el punto de medición está en una localización distante del punto en el que se van a controlar los parámetros relacionados con la potencia, entonces se pueden aplicar correcciones de compensación de caída en la línea para la caída de voltaje, pérdida de potencia real y pérdida de potencia reactiva. En la etapa 820, el procedimiento puede incluir recibir una pluralidad de señales de referencia para parámetros relacionados con la potencia desde el controlador de sistema centralizado para la red de potencia eléctrica a la que se interconectan los parques eólicos locales. Las señales de referencia relacionadas con la potencia pueden incluir una señal de referencia de voltaje, una señal de referencia de factor de potencia y una señal de referencia de potencia real. En la etapa 825, se determina si el punto de medición en un punto de acoplamiento común es el mismo que el punto en el que se va a regular el parámetro relacionado con la potencia. Si el punto de regulación es diferente del punto de medición, entonces se debe aplicar una corrección para la caída en la línea 830 en la etapa 835 para convertir la referencia de FP en una consigna de voltaje. De otro modo, la conversión de la referencia de FP en la consigna de voltaje se lleva a cabo en la etapa 35 sin una corrección de caída en la línea.
[0051] En la etapa 840, se puede realizar una selección en cuanto a si la señal de referencia de voltaje o consigna de voltaje de FP se va a usar para la regulación. En la etapa 845 se determina si el punto de regulación es diferente del punto de medición. Entonces, se debería aplicar una corrección para el voltaje de caída en la línea en la etapa 850 con respecto a la referencia de voltaje. Se puede realizar una corrección adicional en la etapa 855 para la caída de voltaje. En la etapa 860 se puede colocar un límite en la referencia de voltaje corregida para mantener los límites para los puntos de conexión locales. En la etapa 865, se realiza una comparación entre la señal de referencia corregida y el voltaje de salida medido para generar un voltaje de error Verr. En la etapa 870, la señal de error de voltaje se convierte en el controlador PID en una consigna de salida de potencia reactiva total Qtotcmd. Se puede limitar la Qtotcmd en la etapa 875 para reconocer la salida de potencia reactiva combinada de los parques eólicos locales individuales. En la etapa 880, la Qtotcmd limitada se puede distribuir entre los parques eólicos individuales de acuerdo con un algoritmo de distribución cuyo efecto técnico sea limitar las consignas de potencia reactiva a los parques eólicos individuales para no exceder la capacidad de acuerdo con las ecuaciones 7 y 8, como se describe previamente.
[0052] De forma similar, con el control de potencia real, en la etapa 900 se determina si el punto de regulación es diferente del punto de medición, en cuyo caso, en la etapa 905 se aplica una corrección de pérdida de potencia para la caída en la línea de acuerdo con la ecuación 9, como se describe previamente. En la etapa 910, se pueden aplicar límites a la tasa de variación y referencia de potencia. En la etapa 915 se realiza una comparación entre la señal de referencia de potencia limitada y la potencia medida Pmedid. para generar una señal de Perr. La señal de Perr se transforma en la etapa 920 por un controlador PID para generar una consigna de potencia real total Ptotcmd. Se puede limitar la Ptotcmd en la etapa 925 para reconocer la capacidad de salida de potencia real combinada de los parques eólicos locales individuales. En la etapa 930, la Ptotcmd limitada se puede distribuir entre los parques eólicos individuales de acuerdo con un algoritmo de distribución cuyo efecto técnico sea limitar las consignas de potencia real a los parques eólicos individuales para no exceder la capacidad de acuerdo con las ecuaciones 11 y 12, como se describe previamente.

Claims (20)

  1. REIVINDICACIONES
    Un sistema de control de generador de turbina eólica, adaptado para controlar la salida de una pluralidad de parques eólicos locales (10, 15, 20) estrechamente acoplados conectados en un punto de acoplamiento común (25) y enganchados a una red eléctrica (30), en el que cada parque eólico local (10, 15, 20) incluye una pluralidad de generadores de turbina eólica (35), comprendiendo el sistema de control de generador de turbina eólica:
    un controlador de parque eólico local (60) respectivo para cada uno de la pluralidad de parques eólicos locales (10, 15, 20), en el que el controlador de parque eólico local (60) respectivo está configurado para controlar la operación de la pluralidad de generadores de turbina eólica (35) dentro del parque eólico local, incluyendo el control para la generación de potencia real y potencia reactiva para un generador individual de la pluralidad de generadores de turbina eólica dentro de los límites térmicos y de voltaje del generador de turbina eólica individual;
    medios de detección (70, 71) configurados para determinar una pluralidad de parámetros relacionados con la potencia (95, 96) en un punto de acoplamiento común (25) para la pluralidad de parques eólicos (10, 15, 20) estrechamente acoplados;
    medios de recepción configurados para recibir una pluralidad de parámetros relacionados con la potencia (76) desde la salida de los parques eólicos locales individuales (10, 15, 20);
    medios de recepción configurados para recibir una pluralidad de consignas de referencia relacionadas con la potencia desde un controlador de sistema central (5) para la red de potencia eléctrica; y
    un controlador intrazonal reactivo maestro (75) configurado para emplear al menos uno de la pluralidad de parámetros relacionados con la potencia detectada (90, 91) adaptados para generar una pluralidad de consignas relacionadas con la potencia (80) para cada controlador de parque eólico local individual (60) para la pluralidad de parques eólicos locales (10, 15, 20) estrechamente acoplados para regular conjuntamente el punto de acoplamiento común (25) a través de respuesta de voltaje, potencia reactiva y potencia real coordinadas,
    en el que las consignas relacionadas con la potencia comprenden una consigna de potencia reactiva total (265) para la pluralidad de parques eólicos (10, 15, 20) estrechamente acoplados y una consigna de potencia real total PTOTCMD (370) para la pluralidad de parques eólicos (10, 15, 20) estrechamente acoplados,
    en el que el controlador intrazonal reactivo maestro (75) comprende un regulador de potencia real (300) para regular la potencia real en el punto de acoplamiento común (25),
    en el que el controlador intrazonal reactivo maestro (75) está configurado para asignar consignas de potencia real Pi-icmd (380) del parque eólico por un algoritmo de distribución (390) para cada uno de los controladores de parque eólico local (60) a partir de la consigna de potencia real total (370), que representa la potencia real total que se consigna para la pluralidad de parques eólicos (10, 15, 20) y se desarrolla por el regulador de potencia real (300) para la potencia real total en el punto de acoplamiento común (25), y utilizando potencias reales posibles máximas locales (160) respectivas proporcionadas desde los parques eólicos locales individuales (10, 15, 20) o los controladores de parque eólico local individual (60), en el que
    la potencia real posible máxima (160) para un parque eólico local individual representa la suma de la capacidad de potencia real posible de los generadores de turbina eólica individuales en las condiciones ambientales existentes y el número de generadores de turbina eólica operativos dentro del parque eólico local individual,
    en el que el controlador intrazonal reactivo maestro (75) está configurado para distribuir la consigna de potencia real total (370) a los controladores de parque eólico local (60) afectados de acuerdo con un algoritmo adicional si al menos uno de los controladores de parque eólico local (60) no logra comunicar un
    valor nominal de potencia real en línea máxima local al controlador intrazonal reactivo maestro (75), en el que el algoritmo adicional distribuye la consigna de potencia real total Ptotcmd (370) en base a una constante de configuración Ki asignada:
    Figure imgf000011_0001
  2. 2. El sistema de control de generador de turbina eólica de acuerdo con la reivindicación 1, que comprende además:
    un controlador local para una fuente de generación de potencia que no sea un parque eólico acoplado eléctricamente con la pluralidad de parques eólicos (10, 15, 20) y configurado para controlarse por la salida del controlador intrazonal reactivo maestro (75).
  3. 3. El sistema de control de generador de turbina eólica de acuerdo con cualquier reivindicación precedente, que comprende además: compensación de caída en la línea (98) configurada para usar al menos una de las mediciones de voltaje (70), corriente (71), potencia real (90), potencia reactiva (91) y factor de potencia (71) en un punto de medición (85) en un punto de acoplamiento común (25) y que está configurada para transmitir el controlador intrazonal reactivo maestro (75) para determinar las consignas relacionadas con la potencia (298, 370).
  4. 4. El sistema de control de generador de turbina eólica de acuerdo con cualquier reivindicación precedente, en el que la consigna de potencia reactiva (265) se distribuye por el controlador intrazonal reactivo maestro (75) de acuerdo con al menos un algoritmo de distribución (295).
  5. 5. El sistema de control de generador de turbina eólica de acuerdo con cualquier reivindicación precedente, en el que el controlador intrazonal reactivo maestro (75) está configurado para distribuir la consigna de potencia reactiva total (265) a cada uno de los parques eólicos locales individuales (10, 15, 20) de acuerdo con un algoritmo (295) configurado para distribuir la consigna de potencia reactiva total (265) en base a la proporción de un valor nominal reactivo en línea (155) para el parque eólico local individual según se recibe por el controlador intrazonal reactivo maestro (75) del controlador de parque eólico local con respecto al valor nominal reactivo en línea total de la pluralidad de parques eólicos (10, 15, 20).
  6. 6. El sistema de control de generador de turbina eólica de acuerdo con cualquier reivindicación precedente, en el que si al menos uno de los controladores de parque eólico local (10, 15, 20) no logra comunicar su valor nominal reactivo en línea al controlador intrazonal reactivo maestro (75), entonces la consigna de potencia reactiva distribuida por el controlador intrazonal reactivo maestro (75) al al menos un controlador de parque eólico local afectado de acuerdo con un algoritmo (295) configurado para distribuir la consigna de potencia reactiva total (265) en base a una constante de configuración asignada.
  7. 7. El sistema de control de generador de turbina eólica de acuerdo con cualquier reivindicación precedente, en el que el controlador intrazonal reactivo maestro (75) comprende además: un controlador de bucle cerrado (300) adaptado para regular un parámetro relacionado con la potencia (298) en un punto de acoplamiento común (25) de acuerdo con una consigna de referencia de voltaje combinado (205) que incluye al menos una de una consigna de referencia de voltaje (105) y una consigna de referencia de voltaje de factor de potencia (106).
  8. 8. El sistema de control de generador de turbina eólica de acuerdo con cualquier reivindicación precedente, en el que la al menos una de la consigna de referencia de voltaje (105) y una consigna de referencia de voltaje de factor de potencia (106) se proporciona por un operador del sistema (5) para la red (30).
  9. 9. El sistema de control de generador de turbina eólica de acuerdo con cualquier reivindicación precedente, en el que la consigna de referencia de voltaje combinado (205) incluye una señal de caída de voltaje (230).
  10. 10. El sistema de control de generador de turbina eólica de acuerdo con cualquier reivindicación precedente, en el que la consigna de referencia de voltaje combinado (205) incluye una señal de voltaje de caída en la línea que representa la caída de voltaje en la línea entre un punto de regulación (27) y un punto de medición (26), lo que permite el control del parámetro del sistema relacionado con la potencia en el punto de regulación (27) en el sistema.
  11. 11. El sistema de control de generador de turbina eólica de acuerdo con cualquier reivindicación precedente, en el que el controlador de bucle cerrado (300) está configurado para generar una consigna de potencia reactiva total (265) en respuesta a un error de voltaje entre la referencia de voltaje y el voltaje medido en el punto de acoplamiento común (25).
  12. 12. El sistema de control de generador de turbina eólica de acuerdo con cualquier reivindicación precedente, en el que el controlador de bucle cerrado (300) está configurado para colocar un límite superior y uno inferior en la consigna de potencia reactiva total (265) de acuerdo con los valores nominales de potencia reactiva máxima sumados y los valores nominales de potencia reactiva mínima sumados para los parques eólicos locales individuales (10, 15, 20).
  13. 13. El sistema de control de generador de turbina eólica de acuerdo con cualquier reivindicación precedente, en el que el controlador intrazonal reactivo maestro (75) está configurado para operar como un controlador de bucle cerrado que regula el voltaje en un punto de acoplamiento común (25) de acuerdo con una consigna de referencia de voltaje.
  14. 14. El sistema de control de generador de turbina eólica de acuerdo con cualquier reivindicación precedente, en el que el controlador intrazonal reactivo maestro (75) comprende además: un controlador de bucle cerrado configurado para regular el voltaje en un punto de acoplamiento común (25) de acuerdo con una consigna de referencia de factor de potencia (106).
  15. 15. El sistema de control de generador de turbina eólica de acuerdo con cualquier reivindicación precedente, en el que el controlador intrazonal reactivo maestro (75) comprende además:
    un convertidor de señal de referencia adaptado para convertir una consigna de referencia de factor de potencia (106) en una consigna de referencia de voltaje de factor de potencia para el controlador de bucle cerrado (300).
  16. 16. El sistema de control de generador de turbina eólica de acuerdo con cualquier reivindicación precedente, en el que el convertidor de señal de referencia comprende:
    un convertidor adaptado para convertir una consigna de referencia de factor de potencia (106) en una consigna de referencia de potencia reactiva (215);
    un sumador (287) adaptado para generar una señal de error de potencia reactiva;
    un controlador proporcional integral derivativo (PID); y
    un limitador (260) para la consigna de referencia de voltaje de factor de potencia (215).
  17. 17. El sistema de control de generador de turbina eólica de acuerdo con cualquier reivindicación precedente, en el que la señal de error de potencia reactiva comprende además: una compensación de caída en la línea configurada para corregir la pérdida de potencia real y la pérdida de potencia reactiva entre el punto de medición (26) y el punto de regulación (27), cuando el factor de potencia se controla en un punto de regulación (27) del sistema distinto del punto de medición (26).
  18. 18. El sistema de control de generador de turbina eólica de acuerdo con cualquier reivindicación precedente, en el que el controlador intrazonal reactivo maestro (75) comprende además: un controlador de bucle cerrado adaptado para regular un parámetro relacionado con la potencia en un punto de acoplamiento común (25) de acuerdo con una referencia de potencia real proporcionada por un operador del sistema para la red de potencia eléctrica (30).
  19. 19. El sistema de control de generador de turbina eólica de acuerdo con cualquier reivindicación precedente, en el que el controlador de bucle cerrado (300) está configurado además para regular la potencia real en un punto del sistema distinto del punto de medición (26) de acuerdo con una señal de voltaje de caída en la línea que representa la pérdida de potencia real en la línea entre el punto de regulación (27) y el punto de medición (26) del sistema.
  20. 20. El sistema de control de generador de turbina eólica de acuerdo con cualquier reivindicación precedente, en el que el controlador de bucle cerrado (300) está configurado para generar una consigna de potencia real total en respuesta a una diferencia entre la referencia de potencia real y una potencia real medida en el punto de medición (26).
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