PROCEDIMIENTO Y SISTEMA DE CONTROL DE AEROGENERADOR Y AEROGENERADOR QUE HACE USO DE LOS MISMOS D E S C R I P C I Ó N 5 OBJETO DE LA INVENCIÓN La presente invención se enmarca en el campo de la generación de electricidad a partir de energía eólica. 10 El objeto de la invención consiste en un procedimiento de control de aerogeneradores que permite conseguir una reducción considerable en la fatiga y cargas extremas tanto en las palas de los aerogeneradores como en el resto de componentes cuando los aerogeneradores se ven sometidos a 15 determinados transitorios en la red eléctrica, así como un sistema adaptado para llevar a cabo dicho procedimiento. ANTECEDENTES DE LA INVENCIÓN 20 Hoy en día es habitual el empleo de energías renovables para la generación eléctrica, siendo de entre ellas la energía eólica una de las más eficientes. La energía eólica permite generar electricidad a partir del viento mediante aerogeneradores. Dichos aerogeneradores constan básicamente de una torre, una góndola que alberga el generador eléctrico y un rotor formado a 25 su vez por al menos dos palas. La torre del aerogenerador soporta la góndola y el rotor. Habitualmente los aerogeneradores comprenden sistemas activos de control de potencia generada en las palas, que permiten limitar la potencia 30 captada del viento cuando el viento aumenta por encima de un umbral P20113185918-11-2011
determinado en el que el aerogenerador alcanza la potencia nominal. El más habitual de dichos sistemas es el sistema de paso de pala hacia bandera, conocido como sistema de pitch. El sistema de paso de pala está configurado para girar la pala desde una posición de máxima captura energética o “finepitch” hasta una posición en que se anula el par entrante 5 del viento, o posición de bandera. Tradicionalmente el sistema de paso de pala es el encargado de controlar la velocidad de giro del aerogenerador a partir del momento en que se alcanza la potencia nominal. Recientemente, de cara a reducir las cargas de fatiga se han desarrollado 10 además técnicas de control de pitch individual, que a partir de medidas de cargas en las palas, en el buje, en el bastidor, en la torre, etc. o de sensores de flujo en las inmediaciones de cada pala determinan una consigna de pitch individual diferente para cada pala que compensa determinados desequilibrios aerodinámicos y/o másicos que pueden aparecer a lo largo 15 de la superficie del rotor y reduce el daño a fatiga de los componentes del aerogenerador. Son conocidas algunas metodologías para el control consigna individual de paso de pala (CPI) a partir de medidas de cargas tanto en las palas, en 20 el buje, en el bastidor, en la torre, etc. o de sensores de flujo en las inmediaciones de cada pala. A modo de ejemplo de las citadas metodologías conocidas, en el documento WO0133075 se describe un método de control de pitch de las 25 palas que se basa en la medida de cargas en las palas teniendo en cuenta las condiciones climáticas variables. Mediante el control del ángulo de pitch en función de las cargas detectadas se consigue mantener el nivel de cargas por debajo de un determinado límite. Asimismo en el documento US6361275 se describe una instalación eólica que presenta 30 un dispositivo de ajuste individual de cada pala y medios de control y P20113185918-11-2011
posicionamiento de las palas en función de las cargas. A modo de ejemplo, en el documento de solicitud de patente Americana US2006/0145483 se describe un método de control de cargas en palas de aerogeneradores de forma individual; en dicho documento se detalla 5 cómo reducir dichas cargas extremas y fatiga en palas mediante el cambio de ángulo de pitch en función de una serie de medidas realizadas, en resumen se trata de variar la aerodinámica de las palas en función de una serie de datos captados. 10 Se ha demostrado, sin embargo, que la existencia de diferencias en las posiciones de pitch de cada pala puede producir la aparición de cargas extremas en el caso de sobrevelocidades del aerogenerador. Dichas cargas extremas son indeseables, pues pueden reducir la vida de los componentes del aerogenerador de no haber sido tenidas en cuenta en el diseño del 15 aerogenerador, o bien, pueden implicar sobredimensionar determinados componentes en el diseño de aerogenerador para soportarlas. Por otro lado, existen determinados eventos que pueden provocar la aparición de transitorios en la velocidad de giro de los aerogeneradores, 20 en particular aceleraciones, y en ocasiones también un eventual aumento en cargas. Entre estos eventos destacan los huecos de tensión en la red eléctrica. La disminución de tensión asociada a un hueco de tensión, puede conllevar 25 una aceleración del rotor, además en determinadas configuraciones de aerogenerador (generadores doblemente alimentados o DFIG, con el estator conectado directamente a la red eléctrica y el rotor por medio de un convertidor de potencia parcial, entre otros, y generadores con convertidor de potencia total sin chopper de freno); dicha aceleración de rotor se debe a 30 un desequilibrio entre el par (o la potencia) del rotor eólico y el par o la P20113185918-11-2011
potencia activa eléctrica que el generador eléctrico es capaz de desarrollar en el hueco de tensión. Para lograr disminuir la aceleración del rotor y permitir que el aerogenerador siga operando con normalidad existen diferentes métodos. 5 Así, los siguientes antecedentes muestran estrategias de control de paso de pala en el evento de un hueco de tensión o una sobretensión para el control de la velocidad, así pues en el documento de solicitud internacional de patente WO2008/0314331A1 se describe un método de control de un turbina eólica conectada a una red de distribución eléctrica, 10 dicho método detalla el modo de funcionamiento de la turbina en función del estado de la red a la cual se encuentra conectada, mientras que el documento US6921985 se describe una turbina eólica que presenta un sistema de control de ángulo de paso de palas que presenta unos medios de alimentación ininterrumpida para operar la turbina y sus sistemas en el 15 evento de una anomalía. Asimismo en otras configuraciones eléctricas, concretamente en el caso de un generador “full converter”, donde el estator del generador eléctrico está conectado a la red a través de un convertidor de potencia total; éste 20 está provisto generalmente de un sistema de protección del generador en huecos y sobretensiones, denominado comúnmente “brake chopper”, y que suele estar dispuesto en la etapa de continua del convertidor de potencia. La función de dicho “brake chopper” es la de disipar la potencia generada por el generador y que no puede ser evacuada a la red debido a 25 la presencia de un hueco o una sobretensión, de esta manera, un aerogenerador que comprenda un sistema eléctrico como el descrito, el generador eléctrico no detecta el transitorio que ha sucedido en la red eléctrica, puesto que no se le impone ninguna limitación al par que puede generar y el rotor del mismo no se acelera. Es decir, tiene la misma 30 capacidad de generación de par que antes de un hueco de tensión y P20113185918-11-2011
sigue actuando como en los instantes previos a que suceda una perturbación. La consecuencia directa de que no se le imponga ninguna limitación al par que puede generar es que el rotor eólico no se acelera: no se produce un incremento de la velocidad. Siendo así, no se requiere una actuación rápida del sistema de pitch hacia una posición de paso de 5 pala de menor captación de potencia. Sin embargo, sea cual sea el tipo de configuración del aerogenerador, en el caso de que el hueco de tensión supere unas características de tensión-tiempo determinadas por el operador de la red eléctrica correspondiente, el 10 aerogenerador se desconecta de la red eléctrica, produciéndose un transitorio en la velocidad de giro del rotor en el que se acelera antes de frenarse y por último pararse debido a la actuación del sistema de pitch que lleva la posición del ángulo de paso de cada pala a la posición de bandera.. 15 DESCRIPCIÓN DE LA INVENCIÓN A la vista del estado de la técnica queda claro que al poner en práctica las estrategias y sistemas de control de paso de pala del estado de la técnica, si 20 existieran diferencias en el ángulo de pitch de cada pala en el inicio de un hueco de tensión, estas estrategias mantendrían las diferencias al final del hueco. Sin embargo, el procedimiento propuesto permite reducir las diferencias entre los ángulos de paso de cada pala previamente a un incremento excesivo de la velocidad del rotor y a una potencial parada del 25 aerogenerador, de manera que se reducen las cargas extremas en el aerogenerador con respecto al estado de la técnica, tal y como aparece descrito en las reivindicaciones adjuntas. Según las estrategias del estado de la técnica, si en el inicio del hueco de 30 tensión existían diferencias en los ángulos de paso de las palas, asociadas P20113185918-11-2011
a estrategias de control individual de paso de pala, conocido también como control de pitch, para reducir fatiga, las diferencias en los ángulos de paso de las palas se pueden mantener durante el hueco de tensión y posteriormente a él y se producirán cargas extremas. En el caso de uno de los objetos de la invención, tal y como se describe en las reivindicaciones 5 principales de la misma, el procedimiento de determinar captar al menos una señal que aporte datos sobre el estado en el que se encuentra la red eléctrica para modificar de forma individual ángulos de paso de cada pala a partir permite activar una fase de reducción de diferencias de los ángulos de paso de cada pala si se detecta un hueco de tensión en la red eléctrica, 10 permite evitar o al menos reducir sensiblemente la aparición en incidencia de cargas extremas. Para llevar a cabo dicha reducción se hace uso del sistema de control, también objeto de la invención, destinado a controlar el aerogenerador conectado a la red eléctrica cuyo sistema de paso de pala permite variar individualmente los ángulos de paso de cada pala, para ello 15 hace uso de sensores asociados a la red eléctrica que generan la señal indicativa relativa al estado de dicha red eléctrica y una unidad de control conectada a los sensores que es la encargada de procesar los datos capturados y calcular las consignas de paso de pala para cada pala en función de dichos datos para enviar dichas consignas de paso de pala al 20 sistema de paso de pala mediante unos medios de comunicación. El objeto de la invención comprende un procedimiento de control de un aerogenerador que comprende un rotor formado por al menos dos palas, un generador eléctrico conectado a la red eléctrica, una unidad de control y un 25 sistema de paso de pala configurado para controlar individualmente un ángulo de paso de cada pala, caracterizado porque comprende una fase de reducción de unas diferencias en los ángulos de paso de cada pala en el evento de un hueco de tensión. Para la activación de la fase de reducción de diferencias se emplea una primera señal indicativa de un estado de la 30 red eléctrica: si dicha señal indica la ocurrencia de un hueco de tensión se P20113185918-11-2011
activa la fase de reducción de diferencias. Así, si el valor de la señal indicativa del estado de la red eléctrica indica la ocurrencia de un hueco de tensión o una sobretensión, las consignas de ángulo de paso de cada pala son tales que los ángulos de paso de pala se 5 igualan siguiendo el proceso descrito en la reivindicación principal independiente de procedimiento aquí descrita en su correspondiente apartado. En un aerogenerador DFIG que incorpore CPI según el estado de la técnica, 10 es decir, que no incorpore un procedimiento de control según la invención, si en el inicio del hueco de tensión existían diferencias en los ángulos de paso de las palas, asociadas a estrategias de control individual de pitch para reducir fatiga, las diferencias en los ángulos de paso de las palas se pueden mantener durante el hueco de tensión y posteriormente a él y se 15 producirán cargas extremas. La siguiente figura muestra el comportamiento de un generador DFIG según algunas soluciones del estado de la técnica. Sin embargo, en un aerogenerador con configuración eléctrica full 20 converter y brake chopper que incorpore CPI pero que no incorpora un procedimiento de control según la invención se llegará al final de del eventos no habiendo reducido las diferencias existentes. Si se supera el tiempo de conexión máxima exigido por el operador de la red eléctrica, se producirá una parada del generador y la velocidad de giro del rotor 25 aumentará como consecuencia de la ausencia de par eléctrico resistente: así, las palas irán a su posición de bandera a la velocidad máxima para frenar la velocidad del rotor, cada una en una posición diferente. Por tanto, en un aerogenerador como el descrito se producirán unas cargas extremas en el caso de que se produzca una parada del aerogenerador 30 posterior a la perturbación. P20113185918-11-2011
Finalmente, se ha incluido asimismo en el procedimiento aquí descrito el poder desactivar una o más fases de eliminación de diferencias de los ángulos de paso de cada pala cuando se determina la ausencia de un hueco de tensión en la red eléctrica, dicha ausencia se puede determinar p.e. mediante una primera señal correspondiente al estado de la red 5 eléctrica referida a datos captados por sensores u otros medios de captura de datos de la red eléctrica. DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS 10 Para complementar la descripción que se está realizando y con objeto de ayudar a una mejor comprensión de las características de la invención, de acuerdo con un ejemplo preferente de realización práctica de la misma, se acompaña como parte integrante de dicha descripción, un juego de dibujos 15 en donde con carácter ilustrativo y no limitativo, se ha representado lo siguiente: Figura 1.- Muestra un esquema de un aerogenerador que incorpora un sistema de control según la invención. 20 Figura 2.- Muestra un detalle del esquema de una realización del sistema de control objeto de la invención. Figura 3.- Muestra un detalle esquematizado de un minimizador de cargas 25 extremas [MCE] incorporado en el sistema de control. Figura 4.- Muestra unas gráficas que representan la evolución de los ángulos de paso de pala como resultado de la fase de reducción de diferencias. 30 P20113185918-11-2011
Figura 5.- Muestra una función de cálculo de la consigna de tiempo de eliminación de diferencias basada en una curva de tensión tiempo. Figura 6.- Muestra una gráfica del funcionamiento de un aerogenerador controlado según el objeto de la invención y una gráfica de un 5 aerogenerador funcionando según el estado de la técnica. Figura 7.- Muestra un diagrama de flujo del procedimiento de control objeto de la invención. 10 Figura 8.- Muestra una gráfica de la evolución de las consignas de paso de pala en un aerogenerador según la invención. REALIZACIÓN PREFERENTE DE LA INVENCIÓN 15 A la vista de las figuras se describe a continuación un modo de realización preferente del procedimiento y sistema (1) objetos de esta invención. En la figura 1 se muestra una realización preferente del sistema (1) de control según el objeto de la invención. Así se observa un rotor formado por 20 al menos dos palsa conectado a través de un eje y una multiplicadora a un generador eléctrico doblemente alimentado, cuyo rotor se encuentra conectado a la red eléctrica por medio de un convertidor electrónico. La unidad de control (2) del convertidor (CCU) recibe consignas de potencia activa [P] o par [T] y potencia reactiva [Q] provenientes de la unidad de 25 control (2) del aerogenerador. Dicha unidad de control (2) calcula además unas consignas de paso de pala para cada pala [b1 ref, b2 ref, b3 ref ] que son enviadas a un sistema de paso de pala (no mostrado) para la modificación individual del ángulo de paso de pala de cada una de las palas. El cálculo de las consignas de paso de pala para cada pala se realiza teniendo en 30 cuenta al menos una señal indicativa del estado de la red eléctrica [Z], por P20113185918-11-2011
ejemplo la tensión de la red eléctrica medida en bornes del generador [V]. Además, la unidad de control (2) recibe también señales indicativas de la velocidad [w], de la posición de cada pala [b] y de las cargas en las palas [F], que son empleadas también para el cálculo de las consignas de paso de pala. 5 En la figura 2 donde se muestra una realización preferente para una unidad de control del aerogenerador según la invención y un diagrama de bloques de control para el cálculo de consignas de paso de pala para cada pala implementado en la unidad de control (2). La unidad de control 10 (2) del aerogenerador comprende los siguientes . • CPC (3): Al menos una unidad de control de pitch colectivo denominado por las siglas CPC (3) en función de una señal de error de velocidad calculada a partir de la señal indicativa de la 15 velocidad [w], dicha unidad de control (2) de pitch colectivo calcula una consigna de paso de pala colectiva igual para todas las palas [bC_ref]. • CPI (4): Al menos una unidad de control individual de pitch denominado por las siglas CPI (4): cuya finalidad es la reducción 20 de cargas a fatiga, la cual calcula una aportación diferente para cada pala [Db1 ref, Db2 ref, Db3 ref] en función de al menos dos componentes [X, Y] de unas cargas [F] medidas en el aerogenerador, preferentemente en las palas, que sumada a la consigna de paso de pala colectiva [bC_ref] resulta en una consigna 25 de pitch total para cada pala [b1 ref, b2 ref, b3 ref]. • MCE (5): Al menos un minimizador de cargas extremas. En función de la consigna de paso de pala para cada pala [b1 ref, b2 ref, b3 ref] y de una señal indicativa del estado de la red eléctrica [Z], calcula nuevas consignas de paso de pala para cada pala [b’1 ref, b2 ref, b3 ref] 30 P20113185918-11-2011
destinadas a reducir las diferencias entre las consignas de pitch [b1 ref, b2 ref, b3 ref] en el caso de que la señal indicativa del estado de la red muestre la presencia de un hueco de tensión en la red eléctrica. En dicha figura 2 se puede apreciar que tanto la CPC (3) como CPI (4) se 5 encuentran comprendidas la unidad de unidad de control (2) del aerogenerador. Se muestra así mismo el sistema de paso de pala que recibe las consignas de paso de pala de cada pala [b’1 ref, b'2 ref, b'3 ref] que son empleadas para la modificación de los ángulos de paso de pala [b1, b2, b3]. 10 Tal y como se ha descrito anteriormente, también es objeto de la invención un procedimiento de control - cuya incidencia se puede observar en las figuras 4, 6 y 8- que permite, mediante el uso del sistema anteriormente descrito o de otro sistema similar, reducir las diferencias entre ángulos de 15 paso de cada pala de un aerogenerador de una manera anticipada a un incremento excesivo de velocidad de un rotor de dicho aerogenerador y a una potencial parada de este último provocados por un hueco de tensión, de manera que se reducen cargas extremas en el aerogenerador, mediante el empleo de una señal indicativa del estado de la red eléctrica para la 20 activación de una fase de reducción de diferencias. En concreto, en la figura 4 se muestra como, a partir del instante t0 en que se produce un hueco de tensión en la red eléctrica se reducen las diferencias existentes entre los ángulos de paso de cada pala, de manera que en el instante de tiempo t1 los ángulos de paso de las palas son iguales. 25 Para ello, la señal indicativa del estado de la red eléctrica se obtiene de distintas maneras posibles según realización, por ejemplo se pueden usar distintos tipos medios de captura de datos, tales como sensores, o datos captados o datos presentes en bases de datos. Además, la señal indicativa 30 del estado de la red eléctrica puede ser: tensión de la red eléctrica, corriente P20113185918-11-2011
activa disponible (que varía según sean la corriente total que puede generar el generador eléctrico durante un hueco de tensión, establecida en las especificaciones y la corriente reactiva necesaria para el cumplimiento de los requisitos de integración en red), potencia activa disponible (potencia activa que el generador eléctrico puede generar durante el hueco de tensión 5 dada la corriente activa disponible), etc. Así pues, en una realización preferente del objeto de la invención se realiza la detección de un hueco de tensión o una sobretensión mediante una señal indicativa del estado de la red eléctrica correspondiente a una tensión de red medida por unos sensores en bornes del generador eléctrico o del convertidor de potencia. 10 Así, la tensión de red medida en el instante t0 se emplea para calcular consignas de paso de pala para eliminar así las diferencias en los ángulos de paso de pala. Asimismo, es habitual que las normativas de conexión a la red eléctrica 15 incluyan envolventes de tensión que muestran niveles de tensión y tiempos en los cuales el aerogenerador debe seguir conectado a la red eléctrica. Para un nivel de tensión determinado, dichas normativas establecen un tiempo de conexión mínima predeterminado tras el cual el aerogenerador puede desconectarse de la red eléctrica produciéndose una parada del 20 aerogenerador. Sin embargo, antes de haber transcurrido el tiempo de conexión predeterminado para el nivel de tensión, el aerogenerador debe permanecer acoplado a la red eléctrica. En la figura 5a se muestra un perfil de tensión típico de un hueco de tensión dentro del cual se requiere que los aerogeneradores permanezcan conectados. En concreto se especifica para 25 cada nivel de tensión, el tiempo mínimo requerido según la normativa de conexión a la red en que el aerogenerador debe permanecer conectado a la red eléctrica en un hueco de tensión. Así, se aprecia que para un hueco de tensión en que V=0.2 pu, pasado un tiempo t4 mayor que 500 ms desde el inicio, el aerogenerador puede desconectarse de la red para proteger sus 30 equipos de corrientes o de posibles sobrevelocidades, pero para un tiempo P20113185918-11-2011
t4 menor que 500 ms el aerogenerador debe permanecer acoplado a la red eléctrica.Dichos valores dichos perfiles de tensión-tiempo son variables según el operador del sistema eléctrico: así el valor determinado para el intervalo t4-t0 en que V= 0.2 p.u. según la normativa española P.O.12.3 es de 500 ms y sin embargo, según la misma, no se requiere permanecer 5 conectado a la red eléctrica para V<0.2 p.u.; mientras que, por ejemplo, según la normativa alemana, para V=0, t4-t0= 150ms. En una realización preferente del objeto de la invención se realiza la detección de un hueco de tensión o una sobretensión mediante una señal 10 indicativa del estado de la red eléctrica correspondiente a una tensión de red medida por unos sensores en bornes del generador eléctrico o del convertidor de potencia. Así, la variable indicativa del estado de la red eléctrica medida en t0 se emplea para calcular consignas de paso de pala para cada pala que se reduzcan así diferencias en ángulos de paso de pala. 15 En una realización preferente del objeto de la invención, la fase de reducción de diferencias emplea una consigna de tiempo de eliminación de diferencias configurable mediante una unidad de control (2) del aerogenerador; dicha consigna de tiempo de eliminación de diferencias se calcula en función de requisitos de integración en red marcados por las 20 normativas de conexión a la red eléctrica y de los resultados de simulación de cargas. Así, por ejemplo, dependiendo de una severidad de la perturbación (profundidad de hueco de tensión y la potencia generada en un instante previo al hueco de tensión) las cargas van a ser mayores o menores y será necesario eliminar diferencias de pitch antes o después y. 25 La fase de reducción de las diferencias en los ángulos de paso de cada pala tiene una duración máxima determinada por una consigna de tiempo de eliminación de diferencias (tref) desde el instante de inicio del hueco de tensión. 30 De acuerdo con una realización preferente del procedimiento objeto de la P20113185918-11-2011
invención, la consigna de tiempo de eliminación de diferencias es variable y se calcula como una función de tensión medida. La figuras 5a y 5b muestran un perfil de tensión según una normativa de red y una función o tabla de cálculo de valores de consigna de tiempo de eliminación de diferencias tref según la tensión medida en pu. En este caso, un valor 5 máximo para el intervalo de tiempo en el cual se igualan las diferencias de pitch se calcula como la mitad del tiempo mínimo de conexión a la red para cada nivel de tensión determinado y tref= (t4-t0)/2. Así, si V=0 p.u. el tiempo mínimo de conexión a red es de 400 ms y el intervalo de tiempo de eliminación de diferencias de consigna resultado del cálculo para la tensión 10 V=0 p.u. es 200 ms. En cualquier caso, es deseable que las diferencias entre los ángulos de paso de cada pala se eliminen en la medida de lo posible antes de la desconexión del aerogenerador de la red eléctrica debido a una duración 15 excesiva del hueco de tensión, siendo preferido que se eliminen por completo. Así, en una realización preferente, la consigna de tiempo de eliminación de diferencias tref es menor o igual que el tiempo mínimo requerido para cada nivel de tensión según la normativa de conexión a la red en que el aerogenerador debe permanecer conectado a la red eléctrica 20 en un hueco de tensión. Tal y como se muestra en la Figura 5a, el tiempo mínimo de conexión a la red en un hueco de tensión de V= 0 pu es t4-t0= 400 ms. En este caso, la consigna de tiempo de eliminación de diferencias tref será igual a t4-t0 (para V= 0.2, tref=500 ms, etc.). Así se garantiza que las diferencias en el ángulo de paso de cada pala se eliminen antes de una 25 potencial parada del aerogenerador, en caso de que se supere el tiempo requerido de conexión para el nivel de tensión medido y, como consecuencia de dicha actuación se reducen las cargas extremas. Alternativamente, la consigna de tiempo de eliminación de diferencias es 30 predeterminada e independiente del nivel de tensión durante el hueco de P20113185918-11-2011
tensión e igual al tiempo mínimo absoluto en que el aerogenerador debe permanecer conectado a la red eléctrica (en un caso en que los requerimientos sean como los de la figura 5a, tref en este caso sería igual a 400 ms). 5 Además, una realización preferente del procedimiento de control objeto de la invención incluye la posibilidad de proceder a desactivar la fase de reducción de las diferencias de los ángulos de paso de cada pala si una primera señal indica una desaparición de hueco de tensión en la red eléctrica de manera que el CPI (4) vuelva a tener efecto en unas posiciones 10 diferentes para los ángulos de paso de cada pala. Tal y como se observa en la figura 4a donde se muestra un gráfico de funcionamiento de un aerogenerador que sigue el procedimiento de control propuesto por la presente invención, para un hueco de tensión de 0.2 pu y 15 en el caso de que el tiempo de duración de la falta (t5) sea menor que el tiempo mínimo de conexión (t4). En este caso, a partir del instante de inicio del hueco de tensión (t0) se reducen las diferencias entre los ángulos de paso de cada pala de manera que en el instante (t1) las diferencias han desaparecido. Posteriormente a la falta, el aerogenerador vuelve a 20 condiciones normales de funcionamiento: primero vuelven todas las palas a una posición de paso de pala adecuada a las condiciones de viento y velocidad de giro y, posteriormente se restablece el CPI (4). La figura 4b muestra la evolución de los ángulos de paso de cada pala en 25 un caso con generador con convertidor de potencia total y break chopper para disipar la potencia excedente en el bus DC del convertidor. En la parte superior de la siguiente figura se muestra la medida de tensión de red realizada por unos primeros sensores (en por unidad), y la parte inferior la evolución de los ángulos de paso de cada pala, en el caso de 30 que el sistema de control incorpore CPI (4): previamente a la ocurrencia P20113185918-11-2011
de un hueco de tensión los ángulos de paso de las palas (b1, b2, b3) son diferentes debido a la aportación individual calculada por el CPI (4) en función de las cargas, en el instante t0 se produce un hueco de tensión y durante el hueco de tensión continúa el control de paso de pala (tanto el CPC (3) como el CPI (4)) de manera similar a los instantes previos al 5 hueco de tensión debido a que no hay una aceleración de la velocidad de giro del rotor y, una vez se supera el tiempo de conexión exigido (t’5= t4), se produce una parada del aerogenerador, llevándose las palas a a la posición de bandera en distintas ángulos de paso para cada una de ellas, pudiendo producirse entonces la aparición de cargas extremas en 10 diferentes componentes del aerogenerador. En otras realizaciones del objeto de la invención aplicada a determinadas configuraciones de aerogenerador (generadores doblemente alimentados o DFIG, con estator conectado directamente a red eléctrica y rotor mediante 15 convertidor de potencia parcial, entre otros, y generadores con convertidor de potencia total sin “brake chopper”), para frenar la velocidad de rotor eólico, la unidad de control (2) calcula una consigna de paso de pala creciente para todas las palas, hacia una posición de pala en que la potencia aerodinámica es menor. Para ello, la unidad de control de pitch 20 colectivo CPC (3) calcula la primera consigna de paso de pala colectiva creciente hacia ángulos de paso de pala mayores, de manera que implique una reducción en la potencia captada. El sistema de paso de pala actúa para llevar a todas las palas hacia un ángulo de ataque más elevado a una velocidad de paso de pala cercana al límite máximo. 25 En una realización del objeto de la invención la fase de reducción de las diferencias de los ángulos de paso de cada pala comprende la anulación en el CPI (4) de las diferencias en las consignas individuales de paso de pala en el intervalo de tiempo definido por la consigna de tiempo de eliminación 30 de diferencias. En una realización el primer término de consigna de paso de P20113185918-11-2011
pala colectivo CPC (3) implica una disminución de captura energética con respecto al instante inicial del hueco de tensión. Tal y como se observa en la figura 3 muestra en detalle el minimizador de cargas extremas [MCE (5)] empleado en la unidad de control (2) y 5 destinado a calcular nuevas consignas de pitch para cada pala en función de la señal indicativa de la red. A partir de la señal Z indicativa del estado de la red se calcula la consigna de tiempo de eliminación de diferencias tref (t1-t0) por medio de una tabla del tipo conocido por su nombre en inglés “look-up-table” como la de la figura 5a o por medio de una función dependiente de 10 la tensión de red, o similar, tal y como se ha explicado anteriormente. A partir de ese valor y de los valores de las posiciones de pitch para cada pala en t0 rescatadas en dicho instante de tiempo, se calculan las nuevas consignas de paso de pala para cada pala (b’1 ref, b'2 ref, b'3 ref). Dichas nuevas consignas de paso de pala se aplican en una realización preferente 15 como límite superior e inferior de las consignas de paso de pala en unos bloques de saturación si la señal indicativa del estado de la red eléctrica muestra la presencia de un hueco de tensión en la red eléctrica. Sin embargo no se aplica ninguna limitación si no se detecta la presencia de un hueco de tensión en la red y entonces b’1 ref= b1 ref, b'2 ref= b2 ref y b'3 ref= b3 ref. 20 El procedimiento objeto de la invención en una realización preferente sigue un flujo que se muestra en detalle el la figura 8, los pasos seguidos por el procedimiento propuesto según una realización preferente: • se mide una variable indicativa del estado de la red eléctrica [Z]. 25 • En función de dicha variable Z, se determina si nos encontramos frente a un evento de tensión. Si dicho evento es un hueco de tensión se activa una fase de reducción de las diferencias de paso de pala en la que: se rescatan los valores de paso de cada pala en el instante inicial del hueco de tensión (b1 (t0), b2, (t0), 30 b3 (t0)), de los cuales se empleará el valor mínimo bi min, para el cálculo de P20113185918-11-2011
la consigna común de paso de pala bCref(t1) para el instante t1= t0 +tref en función también de una velocidad de paso de pala cercana a la velocidad máxima dbMAX/dt; a continuación se calcula una consigna de eliminación de diferencias para cada pala en función de la posición de paso de pala de cada pala en el instante inicial del hueco de tensión (b1 (t0), b2, (t0), b3 (t0)), 5 de la consigna de tiempo de eliminación de diferencias tref y la consigna común de paso de pala bCref(t1) para el instante t1. Se imponen dichas consignas como límites en el minimizador de cargas extremas MCE (5). A partir del instante t1 en que las consignas de paso de cada pala son iguales entre sí e iguales a bCref(t1) y durante el resto del hueco de tensión, las 10 consignas de paso de pala serán iguales para todas las palas y evolucionarán a una velocidad de paso de pala cercana a la velocidad máxima hacia una posición en la que la aceleración del rotor desaparezca. Tal y como se observa en la figura 8 donde se muestra un diagrama de la evolución de los ángulos de pitch con las referencias empleadas en las 15 figuras anteriores. Se observa cómo de t1 en adelante las posiciones de pitch se han igualado y evolucionan a la vez, según una consigna colectiva de paso de pala que las llevará a una velocidad cercana a la velocidad de pitch máxima hacia una posición de paso de pala en la que el rotor no siga acelerándose. En dicha figura 8 se muestra un gráfico de evolución de los 20 ángulos de paso de las palas (b1, b2, b3) según el procedimiento de control propuesto. Se puede apreciar como a partir del instante t0 en que se produce un hueco de tensión, los ángulos de paso de cada (b1, b2, b3) pala van convergiendo hasta que en el instante t1 los ángulos de paso de todas las palas son iguales entre sí e iguales a una consigna de paso de pala 25 común bc_ref. A partir de t1, momento en el que se igualan los ángulos de paso de las palas, la consigna de paso de pala para todas ellas es tal que evolucionan a una velocidad de paso de pala máxima (pitch rate máximo) bMAX/dt y en el mismo ángulo de paso de pala hasta una posición en la que se iguala la potencia captada a la potencia eléctrica que se puede 30 P20113185918-11-2011
generar y por tanto no hay aceleración del rotor eólico. P20113185918-11-2011
PROCEDURE AND CONTROL SYSTEM OF AEROGENERATOR AND AEROGENERATOR THAT MAKES SAME USE OF THE SAME OBJECT OF THE INVENTION The present invention is framed in the field of generating electricity from wind power. The object of the invention consists in a wind turbine control procedure that allows a considerable reduction in fatigue and extreme loads to be achieved both in the blades of the wind turbines and in the rest of the components when the wind turbines are subjected to certain transients in the electricity network, as well as a system adapted to carry out said procedure. BACKGROUND OF THE INVENTION 20 Today, the use of renewable energies for electricity generation is common, wind power being among them one of the most efficient. Wind energy allows electricity to be generated from the wind by wind turbines. These wind turbines basically consist of a tower, a gondola that houses the electric generator and a rotor formed at the same time by at least two blades. The wind turbine tower supports the gondola and the rotor. Usually wind turbines comprise active power control systems generated on the blades, which allow limiting the power captured from the wind when the wind rises above a threshold P20113185918-11-2011
determined in which the wind turbine reaches the nominal power. The most common of these systems is the system of passing from shovel to flag, known as pitch system. The blade pitch system is configured to rotate the blade from a position of maximum energy capture or "finepitch" to a position where the incoming wind torque 5 is canceled, or flag position. Traditionally, the blade pitch system is responsible for controlling the speed of the wind turbine from the moment the nominal power is reached. Recently, in order to reduce fatigue loads, 10 individual pitch control techniques have also been developed, based on load measurements on the blades, on the bushing, on the frame, on the tower, etc. or of flow sensors in the vicinity of each blade determine a different individual pitch setpoint for each blade that compensates for certain aerodynamic and / or mass imbalances that may appear along the rotor surface and reduces the fatigue damage of the wind turbine components. Some methodologies for the individual control of the blade pitch (CPI) are known from load measurements both on the blades, on the bushing, on the frame, on the tower, etc. or of flow sensors in the vicinity of each blade. As an example of the aforementioned known methodologies, WO0133075 describes a method of pitch control of the 25 blades that is based on the measurement of loads on the blades taking into account the variable climatic conditions. By controlling the pitch angle according to the detected loads, the level of loads can be kept below a certain limit. Also in document US6361275 a wind installation is described which has an individual adjustment device for each blade and control means and P20113185918-11-2011
positioning of the blades according to the loads. By way of example, in the US patent application document US2006 / 0145483 an individual method of controlling loads on wind turbine blades is described; This document details 5 how to reduce these extreme loads and fatigue on blades by changing the pitch angle based on a series of measurements, in summary it is a question of varying the aerodynamics of the blades based on a series of data collected . 10 It has been shown, however, that the existence of differences in the pitch positions of each blade can produce extreme loads in the case of wind turbine overspeed. Such extreme loads are undesirable, since they can reduce the life of the wind turbine components if they have not been taken into account in the design of the wind turbine, or they may involve oversizing certain components in the wind turbine design to support them. On the other hand, there are certain events that can cause the appearance of transients in the speed of wind turbines, in particular accelerations, and sometimes also an eventual increase in loads. These events include the voltage gaps in the electricity grid. The decrease in voltage associated with a voltage gap, can lead to an acceleration of the rotor, in addition to certain wind turbine configurations (doubly powered generators or DFIG, with the stator connected directly to the mains and the rotor by means of a converter partial power, among others, and generators with total power converter without brake chopper); said rotor acceleration is due to an imbalance between the torque (or power) of the wind rotor and the torque or the P20113185918-11-2011
active electrical power that the electric generator is able to develop in the voltage gap. To reduce the acceleration of the rotor and allow the wind turbine to continue operating normally there are different methods. 5 Thus, the following background shows blade pitch control strategies in the event of a voltage gap or an overvoltage for speed control, thus in the international patent application document WO2008 / 0314331A1 a method of control of a wind turbine connected to an electrical distribution network, said method details the mode of operation of the turbine according to the state of the network to which it is connected, while document US6921985 describes a wind turbine having a blade pitch angle control system that features uninterruptible power supplies for operating the turbine and its systems in the event of an anomaly. Also in other electrical configurations, specifically in the case of a “full converter” generator, where the stator of the electric generator is connected to the grid through a total power converter; This 20 is generally provided with a generator protection system in gaps and surges, commonly referred to as "brake chopper", and which is usually arranged in the continuous stage of the power converter. The function of said “brake chopper” is to dissipate the power generated by the generator and that cannot be evacuated to the grid due to the presence of a hole or an overvoltage, in this way, a wind turbine that comprises an electrical system As described, the electric generator does not detect the transient that has happened in the electricity grid, since no limitation is imposed on the torque it can generate and the rotor of the same is not accelerated. That is, it has the same 30 torque generation capacity as before a voltage gap and P20113185918-11-2011
It continues to act as in the moments before a disturbance occurs. The direct consequence that no limitation is imposed on the torque it can generate is that the wind rotor does not accelerate: there is no increase in speed. This being the case, a rapid action of the pitch system towards a 5-step pitch position with less power collection is not required. However, regardless of the type of wind turbine configuration, in the event that the voltage gap exceeds voltage-time characteristics determined by the operator of the corresponding power grid, the wind turbine is disconnected from the power grid, producing a transient in the speed of rotation of the rotor in which it accelerates before braking and finally stop due to the action of the pitch system that takes the position of the angle of passage of each blade to the flag position .. 15 DESCRIPTION OF THE INVENTION In view of the state of the art it is clear that when implementing the strategies and control systems of the pitch of the prior art, if there were differences in the pitch angle of each blade at the beginning of a tension gap, these strategies would keep the differences at the end of the gap. However, the proposed procedure makes it possible to reduce the differences between the angles of each blade prior to an excessive increase in the rotor speed and a potential stop of the wind turbine, so as to reduce the extreme loads on the wind turbine with respect to the prior art, as described in the appended claims. According to the prior art strategies, if there were differences in the angles of pitch of the blades, associated P20113185918-11-2011
At individual blade pitch control strategies, also known as pitch control, to reduce fatigue, the differences in the pitch angles of the blades can be maintained during the tension gap and subsequently to it and extreme loads will occur. In the case of one of the objects of the invention, as described in the main claims 5 thereof, the method of determining to capture at least one signal that provides data on the state in which the power grid is located for individually modifying the angles of each blade from the start allows activating a phase of reduction of differences in the angles of each blade if a voltage gap is detected in the power grid, 10 allows to avoid or at least significantly reduce the appearance in the incidence of extreme loads. To carry out said reduction, use is made of the control system, also object of the invention, intended to control the wind turbine connected to the power grid whose blade pitch system allows the pitch angles of each blade to be varied individually, for this purpose. it makes use of sensors associated to the electrical network that generate the indicative signal relative to the state of said electrical network and a control unit connected to the sensors that is responsible for processing the captured data and calculating the blade pitch setpoints for each blade based on said data to send said blade pitch setpoints to the blade pitch system by means of communication means. The object of the invention comprises a wind turbine control method comprising a rotor formed by at least two blades, an electric generator connected to the power grid, a control unit and a blade pitch system configured to individually control a angle of passage of each blade, characterized in that it comprises a phase of reduction of some differences in the angles of passage of each blade in the event of a tension gap. For the activation of the phase of reduction of differences a first signal indicative of a state of the electrical network is used: if said signal indicates the occurrence of a voltage gap, P20113185918-11-2011
activates the phase of reduction of differences. Thus, if the value of the signal indicative of the state of the power grid indicates the occurrence of a voltage gap or an overvoltage, the pitch angle setpoints of each blade are such that the blade pitch angles are equalized following the process described in the main independent claim of procedure described herein in its corresponding section. In a DFIG wind turbine that incorporates CPI according to the state of the art, 10 that is, that does not incorporate a control method according to the invention, if at the beginning of the tension gap there were differences in the angles of the blades, associated with Individual pitch control strategies to reduce fatigue, the differences in the pitch angles of the blades can be maintained during the tension gap and subsequently to it and extreme loads will occur. The following figure shows the behavior of a DFIG generator according to some prior art solutions. However, in a wind turbine with full 20 converter and brake chopper electrical configuration that incorporates CPI but that does not incorporate a control procedure according to the invention, the end of the event will not be reached without having reduced the existing differences. If the maximum connection time required by the power grid operator is exceeded, a generator shutdown will occur and the rotation speed of the rotor 25 will increase as a result of the absence of a strong electrical torque: thus, the blades will go to their position from flag to maximum speed to slow the rotor speed, each in a different position. Therefore, in a wind turbine such as that described, extreme loads will occur in the event of a shutdown of the wind turbine 30 after the disturbance. P20113185918-11-2011
Finally, it has also been included in the procedure described here to be able to deactivate one or more phases of elimination of differences in the angles of each blade when the absence of a voltage gap in the electrical network is determined, said absence can be determined pe by means of a first signal corresponding to the state of the electrical network 5 referred to data captured by sensors or other means of data capture of the electrical network. DESCRIPTION OF THE DRAWINGS 10 To complement the description that is being made and in order to help a better understanding of the features of the invention, according to a preferred example of practical realization thereof, it is accompanied as an integral part of said description. , a set of drawings 15 in which, for illustrative and non-limiting purposes, the following has been represented: Figure 1.- Shows a scheme of a wind turbine incorporating a control system according to the invention. Figure 2.- Shows a detail of the scheme of an embodiment of the control system object of the invention. Figure 3.- Shows a schematic detail of a minimizer of extreme loads 25 [MCE] incorporated in the control system. Figure 4.- Shows graphs that represent the evolution of the blade pitch angles as a result of the difference reduction phase. 30 P20113185918-11-2011
Figure 5.- It shows a function of calculation of the time of elimination of differences based on a time voltage curve. Figure 6.- Shows a graph of the operation of a controlled wind turbine according to the object of the invention and a graph of a wind turbine operating according to the state of the art. Figure 7.- Shows a flow chart of the control procedure object of the invention. Figure 8.- Shows a graph of the evolution of the pitch pitch setpoints in a wind turbine according to the invention. PREFERRED EMBODIMENT OF THE INVENTION In view of the figures, a preferred embodiment of the method and system (1) objects of this invention is described below. A preferred embodiment of the control system (1) according to the object of the invention is shown in Figure 1. Thus, a rotor formed by at least two rods connected through a shaft and a multiplier to a doubly powered electric generator, whose rotor is connected to the power grid by means of an electronic converter, is observed. The control unit (2) of the converter (CCU) receives setpoints of active power [P] or torque [T] and reactive power [Q] from the control unit (2) of the wind turbine. Said control unit (2) also calculates blade pitch setpoints for each blade [b1 ref, b2 ref, b3 ref] that are sent to a blade pitch system (not shown) for individual modification of the pitch angle of shovel of each of the shovels. The calculation of the pitch pitch instructions for each blade is carried out taking into account at least one signal indicative of the state of the power grid [Z], for P20113185918-11-2011
example the voltage of the mains measured in terminals of the generator [V]. In addition, the control unit (2) also receives signals indicative of the speed [w], the position of each blade [b] and the loads on the blades [F], which are also used to calculate the setpoints. shovel 5 In Figure 2 where a preferred embodiment is shown for a wind turbine control unit according to the invention and a control block diagram for the calculation of blade pitch setpoints for each blade implemented in the control unit (2). The control unit 10 (2) of the wind turbine comprises the following. • CPC (3): At least one collective pitch control unit named by the acronym CPC (3) based on a speed error signal calculated from the signal indicative of the speed [w], said unit of collective pitch control (2) calculates an equal collective pitch pitch setpoint for all blades [bC_ref]. • CPI (4): At least one individual pitch control unit named by the acronym CPI (4): whose purpose is the reduction of fatigue loads, which calculates a different contribution for each blade [Db1 ref, Db2 ref , Db3 ref] based on at least two components [X, Y] of loads [F] measured on the wind turbine, preferably on the blades, which added to the setpoint of the collective blade pitch [bC_ref] results in a setpoint 25 total pitch for each blade [b1 ref, b2 ref, b3 ref]. • MCE (5): At least one minimizer of extreme loads. Based on the blade pitch setpoint for each blade [b1 ref, b2 ref, b3 ref] and a signal indicating the state of the power grid [Z], it calculates new blade pitch setpoints for each blade [b ' 1 ref, b2 ref, b3 ref] 30 P20113185918-11-2011
aimed at reducing the differences between the pitch setpoints [b1 ref, b2 ref, b3 ref] in the event that the signal indicative of the state of the network shows the presence of a voltage gap in the power grid. In said figure 2 it can be seen that both the CPC (3) and CPI (4) are comprised of the control unit unit (2) of the wind turbine. It also shows the blade pitch system that receives the pitch pitch instructions of each blade [b'1 ref, b'2 ref, b'3 ref] that are used for the modification of the blade pitch angles [b1, b2, b3]. 10 As described above, a control method is also object of the invention - the incidence of which can be seen in Figures 4, 6 and 8 - which allows, by using the system described above or another similar system, reduce the differences between the 15 angles of each blade of a wind turbine in an anticipated way to an excessive increase in speed of a rotor of said wind turbine and to a potential stop of the latter caused by a tension gap, so that loads are reduced extreme in the wind turbine, by means of the use of a signal indicative of the state of the power grid for the activation of a phase of reduction of differences. Specifically, in figure 4 it is shown how, from the moment t0 in which a voltage gap occurs in the electrical network, the differences between the angles of each blade are reduced, so that in the instant of time t1 the pitch angles of the blades are equal. For this, the signal indicative of the state of the power grid is obtained in different possible ways according to embodiment, for example different types of data capture can be used, such as sensors, or data collected or data present in databases. In addition, the signal indicative 30 of the state of the power grid can be: power grid voltage, current P20113185918-11-2011
active power available (which varies depending on the total current that the electric generator can generate during a voltage gap, established in the specifications and the reactive current necessary to meet the network integration requirements), available active power (active power that the electric generator can generate during the voltage gap 5 given the available active current), etc. Thus, in a preferred embodiment of the object of the invention, the detection of a voltage gap or an overvoltage is carried out by means of a signal indicative of the state of the electrical network corresponding to a grid voltage measured by sensors in terminals of the electric generator or of the power converter. 10 Thus, the mains voltage measured at time t0 is used to calculate blade pitch setpoints to eliminate differences in blade pitch angles. Likewise, it is usual that the regulations for connection to the power grid 15 include voltage envelopes that show voltage levels and times in which the wind turbine must remain connected to the power grid. For a given voltage level, these regulations establish a predetermined minimum connection time after which the wind turbine can be disconnected from the power grid resulting in a shutdown of the wind turbine. However, before the predetermined connection time for the voltage level has elapsed, the wind turbine must remain coupled to the mains. Figure 5a shows a typical voltage profile of a voltage gap within which wind turbines are required to remain connected. In particular, each voltage level is specified for 25, the minimum time required according to the grid connection regulations in which the wind turbine must remain connected to the power grid in a voltage gap. Thus, it is appreciated that for a voltage gap in which V = 0.2 pu, after a time t4 greater than 500 ms from the beginning, the wind turbine can be disconnected from the network to protect its 30 equipment from currents or possible overspeed, but for a time P20113185918-11-2011
t4 less than 500 ms the wind turbine must remain coupled to the power grid. These values said voltage-time profiles are variable according to the operator of the electrical system: thus the value determined for the interval t4-t0 in which V = 0.2 p.u. according to Spanish regulations P.O.12.3 is 500 ms and, however, according to it, it is not required to remain connected to the power grid for V <0.2 p.u .; while, for example, according to German regulations, for V = 0, t4-t0 = 150ms. In a preferred embodiment of the object of the invention, the detection of a voltage gap or an overvoltage is carried out by means of a signal 10 indicative of the state of the electrical network corresponding to a grid voltage measured by sensors in terminals of the electric generator or of the converter of power Thus, the variable indicative of the state of the electrical network measured in t0 is used to calculate pitch pitch setpoints for each blade, thus reducing differences in blade pitch angles. In a preferred embodiment of the object of the invention, the phase of difference reduction employs a setpoint of time of elimination of differences configurable by means of a control unit (2) of the wind turbine; said setpoint of elimination of differences time is calculated based on network integration requirements marked by the 20 regulations for connection to the electricity grid and the load simulation results. Thus, for example, depending on a severity of the disturbance (depth of tension gap and the power generated in an instant prior to the voltage gap) the loads will be greater or lesser and it will be necessary to eliminate pitch differences before or after and . 25 The phase of reduction of the differences in the angles of each blade has a maximum duration determined by a setpoint of time of elimination of differences (tref) from the moment of start of the tension gap. 30 According to a preferred embodiment of the procedure object of P20113185918-11-2011
In the invention, the time set for the elimination of differences is variable and is calculated as a function of measured voltage. Figures 5a and 5b show a voltage profile according to a network regulation and a function or table for calculating setpoint values for eliminating tref differences according to the voltage measured in pu. In this case, a maximum value of 5 for the time interval in which the pitch differences are equalized is calculated as half of the minimum network connection time for each determined voltage level and tref = (t4-t0) / 2. Thus, if V = 0 p.u. the minimum network connection time is 400 ms and the time interval for the elimination of setpoint differences resulting from the calculation for the voltage 10 V = 0 p.u. It is 200 ms. In any case, it is desirable that the differences between the angles of each blade be eliminated as far as possible before disconnection of the wind turbine from the power grid due to an excessive duration of the voltage gap, being preferred that remove completely. Thus, in a preferred embodiment, the setpoint of time to eliminate tref differences is less than or equal to the minimum time required for each voltage level according to the grid connection regulations in which the wind turbine must remain connected to the power grid 20 in a tension hole. As shown in Figure 5a, the minimum network connection time in a voltage gap of V = 0 pu is t4-t0 = 400 ms. In this case, the setpoint of elimination of differences tref will be equal to t4-t0 (for V = 0.2, tref = 500 ms, etc.). This ensures that the differences in the pitch angle of each blade are eliminated before a potential wind turbine shutdown, in case the required connection time for the measured voltage level is exceeded and, as a consequence of said action, reduce extreme loads. Alternatively, the setpoint of time of elimination of differences is predetermined and independent of the voltage level during the gap of P20113185918-11-2011
voltage and equal to the absolute minimum time in which the wind turbine must remain connected to the power grid (in a case where the requirements are as in Figure 5a, tref in this case would be equal to 400 ms). In addition, a preferred embodiment of the control method object of the invention includes the possibility of proceeding to deactivate the phase of reduction of the differences in the angles of each blade if a first signal indicates a disappearance of voltage gap in the network electrical so that the CPI (4) returns to take effect in different positions 10 for the angles of each blade. As can be seen in figure 4a where a graph of operation of a wind turbine that follows the control procedure proposed by the present invention is shown, for a voltage gap of 0.2 pu and 15 in the event that the duration time of the fault (t5) is less than the minimum connection time (t4). In this case, from the moment of start of the tension gap (t0) the differences between the angles of each blade are reduced so that in the instant (t1) the differences have disappeared. Subsequent to the fault, the wind turbine returns to 20 normal operating conditions: first all the blades return to a blade pitch position appropriate to the wind conditions and speed of rotation and then the CPI (4) is restored. Figure 4b shows the evolution of the pitch angles of each blade in a case with a generator with total power converter and break chopper to dissipate the excess power on the converter DC bus. In the upper part of the following figure, the measurement of grid voltage is shown by first sensors (in per unit), and in the lower part the evolution of the pitch angles of each blade, in the case of 30 that the system of control incorporate CPI (4): prior to the occurrence P20113185918-11-2011
of a tension hole the angles of passage of the blades (b1, b2, b3) are different due to the individual contribution calculated by the CPI (4) according to the loads, at the moment t0 a tension hole is produced and during the tension gap, the blade pitch control (both the CPC (3) and the CPI (4)) continues in a similar manner to the moments before the tension gap because there is no acceleration of the turning speed of the rotor and, once the required connection time is exceeded (t'5 = t4), a wind turbine stop occurs, the blades being brought to the flag position at different angles of passage for each of them, and then it can occur the appearance of extreme loads in 10 different wind turbine components. In other embodiments of the object of the invention applied to certain wind turbine configurations (doubly powered generators or DFIG, with stator connected directly to the mains and rotor by means of partial power converter, among others, and generators with total power converter without brake) chopper ”), to slow the wind rotor speed, the control unit (2) calculates a setpoint of increasing blade pitch for all blades, towards a blade position where the aerodynamic power is lower. For this, the CPC collective pitch control unit 20 (3) calculates the first setpoint of increasing collective blade pitch towards larger blade pitch angles, so as to imply a reduction in the captured power. The blade pitch system acts to drive all blades towards a higher angle of attack at a blade pitch speed close to the maximum limit. In an embodiment of the object of the invention, the phase of reduction of the differences in the pitch angles of each blade comprises the cancellation in the CPI (4) of the differences in the individual setpoints of the blade pitch in the defined time interval. by the time of elimination of 30 differences. In one embodiment, the first step setpoint of P20113185918-11-2011
CPC collective shovel (3) implies a decrease in energy capture with respect to the initial moment of the tension gap. As shown in Figure 3, it shows in detail the minimizer of extreme loads [MCE (5)] used in the control unit (2) and 5 to calculate new pitch setpoints for each blade according to the indicative signal of the network. From the signal Z indicative of the state of the network, the setpoint of time of elimination of differences tref (t1-t0) is calculated by means of a table of the type known by its English name "look-up-table" as the of figure 5a or by means of a function dependent on the mains voltage, or the like, as explained above. From this value and the values of the pitch positions for each blade in t0 rescued at that time, the new pitch pitch setpoints for each blade are calculated (b'1 ref, b'2 ref, b '3 ref). Said new blade pitch setpoints are applied in a preferred embodiment 15 as the upper and lower limit of the blade pitch setpoints in saturation blocks if the signal indicative of the state of the power grid shows the presence of a voltage gap in the power grid However, no limitation applies if the presence of a voltage gap in the network is not detected and then b’1 ref = b1 ref, b'2 ref = b2 ref and b'3 ref = b3 ref. The process object of the invention in a preferred embodiment follows a flow shown in detail in Figure 8, the steps followed by the proposed procedure according to a preferred embodiment: • a variable indicative of the state of the power grid is measured [Z ]. 25 • Depending on this variable Z, it is determined whether we are facing a voltage event. If said event is a tension gap, a phase of reduction of the blade pitch differences is activated in which: the pitch values of each blade are rescued at the initial moment of the tension hole (b1 (t0), b2, (t0), 30 b3 (t0)), of which the minimum bi min value will be used, for the calculation of P20113185918-11-2011
the common setpoint of blade pitch bCref (t1) for the moment t1 = t0 + tref also depending on a blade pitch speed close to the maximum speed dbMAX / dt; a difference elimination setpoint is then calculated for each blade according to the blade pitch position of each blade at the initial moment of the tension gap (b1 (t0), b2, (t0), b3 (t0)) , 5 of the setpoint of time of elimination of differences tref and the common setpoint of blade pitch bCref (t1) for the moment t1. These setpoints are imposed as limits on the MCE extreme load minimizer (5). From the moment t1 in which the passwords of each blade are equal to each other and equal to bCref (t1) and during the rest of the tension gap, the 10 pitch passwords will be the same for all blades and will evolve to a blade pitch speed close to the maximum speed towards a position where the rotor acceleration disappears. As can be seen in figure 8 where a diagram of the evolution of pitch angles is shown with the references used in the previous 15 figures. It is observed how from t1 onwards the pitch positions have been equalized and evolve at the same time, according to a collective setpoint of pitch of the blade that will take them at a speed close to the maximum pitch speed towards a position of pitch of the blade in the the rotor does not continue to accelerate. Figure 8 shows an evolution chart of the 20 angles of the blades (b1, b2, b3) according to the proposed control procedure. It can be seen that from the moment t0 when a tension gap is produced, the pitch angles of each (b1, b2, b3) blade converge until at time t1 the pitch angles of all blades are equal each other and equal to a common pitch pitch setpoint 25 bc_ref. From t1, at which the pitch angles of the blades are equalized, the pitch pitch setpoint for all of them is such that they evolve at a maximum blade pitch speed (maximum pitch rate) MAbMAX / dt and at the same blade pitch angle to a position where the captured power is equal to the electric power that can be 30 P20113185918-11-2011
generate and therefore there is no acceleration of the wind rotor. P20113185918-11-2011