ES2906848T3 - Procedimiento y disposición para utilizar potencia hidroeléctrica como reserva de potencia - Google Patents

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Abstract

Procedimiento para utilizar potencia hidroeléctrica como reserva de potencia de una red eléctrica (110), que comprende: - hacer funcionar una pluralidad de generadores de potencia hidroeléctrica (106), cada uno a un nivel de potencia de salida respectivo, para suministrar energía eléctrica a una potencia de salida total a dicha red eléctrica (110), - monitorizar (204) una frecuencia de CA de dicha red eléctrica (110) para detectar desviaciones (302, 304) de un rango de frecuencia por defecto, - como respuesta a la detección de una desviación (302, 304) de dicho rango de frecuencia por defecto, hacer que fluya (303, 305) energía eléctrica entre un almacenamiento de energía eléctrica (201) y dicha red eléctrica (110), - iniciar un cambio (310) en dicha potencia de salida total de dicha pluralidad de generadores de potencia hidroeléctrica desde un primer nivel de potencia de salida total hasta un segundo nivel de potencia de salida total, y - seguir haciendo (311) que fluya energía eléctrica entre dicho almacenamiento de energía eléctrica (201) y dicha red eléctrica (110) durante el período de tiempo que tarde la potencia de salida total de dicha pluralidad de generadores de potencia hidroeléctrica en alcanzar (312) dicho segundo nivel de potencia de salida total; caracterizado por que: - dicha pluralidad de generadores de potencia hidroeléctrica (106) extraen su potencia operativa de flujos de agua de una cuenca de drenaje común, que están situados en diferentes partes de dicha cuenca de drenaje, - se selecciona (308), por lo menos, uno de dicho primero y segundo niveles de potencia de salida total en base a ejecutar un algoritmo de optimización del sistema de drenaje que optimiza, por lo menos, uno de: la cantidad de energía eléctrica obtenible de las centrales hidroeléctricas dentro de dicha cuenca de drenaje; un precio total obtenible de la energía eléctrica producida por centrales hidroeléctricas dentro de dicha cuenca de drenaje; una eficiencia total de los generadores de potencia hidroeléctrica; la necesidad mínima de movimientos mecánicos de compuertas; las reacciones a la formación de hielo y otras causas de pérdidas por apantallamiento; la distribución en el tiempo de la energía eléctrica producida, - después de que la potencia de salida total de dicha pluralidad de generadores de potencia hidroeléctrica (106) ha alcanzado (312) dicho segundo nivel de potencia de salida total en un primer instante, el procedimiento comprende hacer que dicha potencia de salida total de dicha pluralidad de generadores de potencia hidroeléctrica continúe cambiando (313) en el mismo sentido hasta un segundo instante, posterior, - el procedimiento comprende devolver (314) dicha potencia de salida total de dicha pluralidad de generadores de potencia hidroeléctrica a dicho segundo nivel de potencia de salida total en un tercer instante, incluso posterior, - entre dicho primer y tercer instantes, el procedimiento comprende recargar dicho almacenamiento de energía eléctrica si se estaba descargando antes de dicho primer instante, o descargar dicho almacenamiento de energía eléctrica si se estuviera cargando antes de dicho primer instante.

Description

DESCRIPCIÓN
Procedimiento y disposición para utilizar potencia hidroeléctrica como reserva de potencia
SECTOR DE LA INVENCIÓN
La invención se refiere, en general, a la utilización de fuentes de potencia para mantener un suministro constante y suficiente de energía eléctrica a una red eléctrica. En particular, la invención se refiere a la utilización optimizada de uno o varios bancos de baterías junto con una o varias centrales hidroeléctricas como reservas de potencia de la red.
ESTADO DE LA TÉCNICA ANTERIOR
Una red de alta tensión es la columna vertebral geográficamente distribuida de la transmisión de electricidad. Las centrales eléctricas suministran energía eléctrica a la red y, en el extremo de consumo, están las empresas industriales, las empresas de redes de distribución y, en última instancia, los hogares. Las pérdidas en la red se suman a las cargas reales para formar la demanda total de potencia eléctrica. Todos los usuarios deben recibir una cantidad suficiente de potencia eléctrica en todo momento, y la frecuencia de CA de la red debe permanecer lo más estable posible. Al mismo tiempo, se debe optimizar la utilización de las fuentes de energía. Es importante mantener un equilibrio entre la oferta y la demanda en la red.
La frecuencia de CA de la red constituye un indicador relativamente fiable del equilibrio entre oferta y demanda, de modo que un exceso de demanda reduce la frecuencia y viceversa. El operador responsable de la red puede decidir cómo diversos niveles de variación de frecuencia activarán la utilización de reservas de potencia. Por ejemplo, en una red cuya frecuencia nominal de CA es de 50 Hz, se pueden utilizar reservas de funcionamiento normal para mantener el error de frecuencia por debajo del 0,2 %, es decir, entre 49,9 y 50,1 Hz. Si la frecuencia desciende por debajo de 49,9 Hz y todas las reservas para funcionamiento normal ya están en uso, se utilizan las reservas para perturbaciones.
Los propietarios de instalaciones con capacidad de generación de potencia controlable pueden vender parte de esta capacidad a un operador de red para su uso como reserva de potencia. Como regla general, las reservas de potencia ágiles (es decir, las que pueden reaccionar de manera rápida y flexible a las variaciones en la demanda) son más valiosas que las que tardan más en activarse y que son más lentas para aumentar o disminuir según las necesidades. Esta regla en la fijación de precios de la reserva de potencia puede tener consecuencias económicas significativas para los propietarios de dichas instalaciones, que involucran la complejidad inherente u otras razones de retardos inherentes, en el control del nivel de potencia de salida producida.
Un documento de la técnica anterior, la Patente EP 2 721 710 A2, describe algunos enfoques para controlar la potencia suministrada a una red eléctrica. Recibir una indicación de potencia a suministrar activa la generación de potencia con un generador de potencia y ajusta, utilizando la potencia generada, un nivel de energía de un dispositivo de almacenamiento de energía para controlar la potencia suministrada a la red según la indicación recibida.
Un documento de la técnica anterior, de A. Schreider, y otros: “An auspicious combination: Fast-ramping battery energy storage and high-capacity pumped hydro” en la 12a Conferencia Internacional de Almacenamiento de Energía Renovable, 13-15 de marzo de 2018, describe varios modos en los que una central hidroeléctrica de bombeo y un sistema de almacenamiento de energía en baterías pueden funcionar conjuntamente.
Un documento de la técnica anterior, la Patente DE 102011 119384 B3, describe una central hidroeléctrica que comprende, por lo menos, una turbina y un generador, a los que están acoplados varios acumuladores de volante. También se describen procedimientos para controlar la central hidroeléctrica.
El documento de la técnica anterior de De Ladurantaye y otros: “Optimizing profits from hydroelectricity production” en Computers and Operations research, 36(2), 499-529, 10 de octubre de 2007 describe un modelo matemático determinista y estocástico para maximizar las ganancias obtenidas por la venta de electricidad producida por medio de una cascada de represas y embalses en un mercado desregulado.
CARACTERÍSTICAS
Un objetivo de la invención es presentar un procedimiento y una disposición para utilizar potencia hidroeléctrica como reserva de potencia de una red eléctrica de manera flexible y efectiva. Un objetivo particular de la invención es que se pueda hacer que una pluralidad de generadores de potencia hidroeléctrica respondan en poco tiempo a cambios detectados en la demanda. Otro objetivo de la invención es que el procedimiento y la disposición del tipo descrito anteriormente puedan ser combinados con la optimización de la cuenca de drenaje, en la que los flujos de agua disponibles de una cuenca de drenaje se utilizan de la manera más eficiente posible dentro de un marco de condiciones límite.
Los objetivos de la invención se consiguen combinando la utilización rápida de un almacenamiento de energía eléctrica con cambios algo más lentos realizados en el nivel de potencia de salida total de una pluralidad de generadores de potencia hidroeléctrica comúnmente controlados.
Un procedimiento según la invención se caracteriza por las características enumeradas en la parte caracterizadora de la reivindicación independiente dirigida a un procedimiento.
Una disposición según la invención se caracteriza por las características citadas en la parte caracterizadora de la reivindicación independiente dirigida a una disposición.
Un programa informático según la invención comprende uno o varios conjuntos de una o varias instrucciones ejecutables a máquina que, cuando son ejecutadas por uno o varios procesadores, están configuradas para provocar la realización de un procedimiento del tipo descrito anteriormente. El programa informático puede estar incorporado en un medio de grabación volátil o no volátil, legible por ordenador, por ejemplo, tal como un producto de programa informático que comprende, por lo menos, un medio no transitorio legible por ordenador que tiene código de programa almacenado en el mismo.
BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS
Los dibujos adjuntos, que se incluyen para proporcionar una mayor comprensión de la invención y constituyen una parte de esta memoria descriptiva, muestran realizaciones de la invención y, junto con la descripción, ayudan a explicar los principios de la invención. En los dibujos:
la figura 1 muestra una pluralidad de generadores de potencia hidroeléctrica en centrales eléctricas a lo largo de un río,
la figura 2 muestra una disposición según una realización,
la figura 3 muestra un procedimiento según una realización,
la figura 4 muestra cambios en la potencia en un primer caso de ejemplo,
la figura 5 muestra cambios en la potencia en un segundo caso de ejemplo, y
la figura 6 muestra cambios en la potencia en un tercer caso de ejemplo.
DESCRIPCIÓN DETALLADA
La figura 1 muestra esquemáticamente una primera central hidroeléctrica 101 y una segunda central hidroeléctrica 102 que están situadas dentro de una cuenca de drenaje común. Por consiguiente, sus generadores de potencia hidroeléctrica extraen sus potencias operativas de los flujos de agua de la cuenca de drenaje común. La figura 1 muestra un caso simplificado en el que la primera 101 y la segunda 102 centrales hidroeléctricas están situadas en sucesión a lo largo de un solo río sin afluentes, de modo que las aguas altas 103, las aguas medias 104 y las aguas bajas 105 son en realidad la misma agua que fluye a través del sistema. En una cuenca de drenaje de la vida real, la circulación del agua es mucho más complicada, incluyendo afluentes; lluvia; evaporación; uso agrícola, industrial y municipal; y otros factores. Las centrales eléctricas en cuestión pueden estar situadas en diferentes partes de la cuenca de drenaje, de modo que los aspectos de la circulación del agua les afecten de manera diferente. Este modelo simplificado es suficiente para la siguiente explicación de algunos conceptos básicos.
Un generador de potencia hidroeléctrica comprende una turbina 105, un generador asociado 106 y una disposición de compuertas controlables 107 y canales 108 que afectan al flujo de agua a través de la turbina 105. Un acoplamiento controlable 109 acopla el generador 106 a una red eléctrica 110. Una central hidroeléctrica puede comprender una pluralidad de generadores de potencia hidroeléctrica controlables individualmente. El modo en que los generadores de potencia hidroeléctrica suministran energía eléctrica a la red 110 se basa en un acuerdo entre el operador de la central hidroeléctrica y el operador de la red eléctrica.
En muchos casos, una pluralidad de centrales hidroeléctricas dentro de una cuenca de drenaje común, tales como la primera 101 y la segunda 102 centrales hidroeléctricas de la figura 1, son gestionadas por un operador común. Habitualmente, especialmente en cuencas de drenaje grandes, un solo operador tiene control sobre solo algunos de los flujos de agua dentro de la cuenca de drenaje: por ejemplo, el operador puede gestionar un par de centrales hidroeléctricas a lo largo de un río principal o ramal de río de la cuenca de drenaje. Sin embargo, con el fin de mantener la generalidad, el concepto de estar situado dentro de una cuenca de drenaje común se utiliza en el presente documento para cubrir todos los casos en los que, por lo menos, parte de la misma agua fluye entre dos o más generadores de potencia hidroeléctrica, de los que es responsable un operador común (o un grupo de operadores cooperantes).
Un objetivo de eficiencia del operador puede ser maximizar la cantidad de energía eléctrica obtenible de las centrales hidroeléctricas dentro de la cuenca de drenaje. Comercialmente, el operador puede aspirar a maximizar el precio total obtenible de la energía eléctrica producida por centrales hidroeléctricas dentro de la cuenca de drenaje. Ciertos factores naturales afectan a estas posibilidades. Por ejemplo, cuanto más llueve en las partes superiores de la cuenca de drenaje, más agua está disponible para circular a través de las turbinas y hacer girar los generadores. También existen condiciones regulatorias de contorno, tales como los límites superior e inferior entre los que se permite que varíe el nivel de la superficie del agua en diversas partes de la cuenca de drenaje, y los compromisos que el operador de la central hidroeléctrica ha asumido con el operador de la red eléctrica. Las características técnicas de los generadores de potencia hidroeléctrica individuales constituyen otro conjunto de condiciones de contorno dentro de las cuales el operador tiene que intentar conseguir dichos objetivos.
Se necesita una buena comprensión de la circulación del agua dentro de la cuenca de drenaje, debido a que las cantidades de agua en diversas partes de la cuenca de drenaje están interconectadas. Por ejemplo, si las compuertas 107 de la primera central hidroeléctrica 101 se abren más, el nivel de la superficie de las aguas altas 103 desciende y el nivel de la superficie de las aguas medias 104 comienza a elevarse, lo que finalmente conduce a un aumento correspondiente también en el nivel de la superficie de las aguas bajas 105.
Se han desarrollado algoritmos de optimización del sistema de drenaje que tienen en cuenta las condiciones de contorno naturales, regulatorias y técnicas y los modelos de flujo de agua dentro de una cuenca de drenaje. Un algoritmo de optimización de este tipo habitualmente aborda un problema de optimización numérica multidimensional, y busca obtener un máximo de una función de valor (o un mínimo de una función de penalización). Este puede tomar datos de medición de diversas partes del sistema como valores iniciales y experimentar con valores de parámetros que representan posibles acciones del operador. Se realizan aquellas acciones que parecen maximizar la función de valor, y los cálculos se repiten constantemente para que se pueda tener en cuenta dinámicamente cualquier cambio en los valores iniciales y/o en las condiciones de contorno.
La frecuencia de CA de la red eléctrica 110 es un indicador importante del equilibrio entre la oferta y la demanda de energía eléctrica. Cuando se suministra a la red exactamente tanta energía eléctrica como demandan los distintos consumidores, la frecuencia de CA tiene un valor nominal como de 50 Hz o 60 Hz. El aumento de la demanda tiende a reducir la frecuencia de CA, mientras que un exceso momentáneo de oferta tiende a aumentarla. En la práctica, el operador de la red eléctrica 110 ha establecido un rango de frecuencia por defecto dentro del cual puede variar la frecuencia de CA. Las desviaciones respecto del rango de frecuencia por defecto requieren la activación de las reservas. Una caída de frecuencia de cierta magnitud tiene que ser satisfecha activando más capacidad de producción y/o reduciendo el consumo de ciertas cargas grandes y controlables. Por consiguiente, si la frecuencia de CA de la red supera el rango de frecuencia por defecto, se tiene que desacoplar parte de la capacidad de producción y/o se tiene que aumentar el consumo de energía en las cargas controlables.
El propietario de una reserva de potencia puede recibir una ventaja monetaria significativa del operador de la red eléctrica al comprometerse a mantener una cierta cantidad de reserva de potencia y ponerla en uso según lo acordado en caso de que se produzca una desviación de frecuencia. Algunos cambios en la frecuencia de CA de la red eléctrica 110 se pueden producir de manera repentina e inesperada, por ejemplo, cuando una central eléctrica importante tiene que ser cerrada o desacoplada repentinamente de la red eléctrica debido a problemas técnicos inesperados. Las reservas de potencia son tanto más valiosas cuanto más rápido pueden reaccionar a cambios tan repentinos e inesperados. Los cambios más rápidos que pueden entrar en consideración deben tener lugar esencialmente inmediatamente, o en segundos como máximo.
La potencia hidroeléctrica no ha sido considerada una opción viable para su uso como reserva de potencia de reacción rápida, debido a la tardanza natural en controlar la cantidad de potencia producida. Si se observa una caída en la frecuencia de CA de una red eléctrica y, como consecuencia, se da una orden a un generador de potencia hidroeléctrica de aumentar la potencia, lo que sucede físicamente es que se abren más una o varias compuertas, para poder hacer que fluya más agua a través de la turbina. Las compuertas son estructuras pesadas cuyo movimiento lleva algún tiempo. También lleva algún tiempo que el agua “adicional” se acelere a la velocidad de flujo requerida, y lleva tiempo que la masa giratoria en la turbina y el generador adquiera la nueva velocidad de rotación. La figura 2 muestra una disposición con la que la potencia hidroeléctrica puede ser utilizada como reserva de potencia de una red eléctrica. La disposición de la figura 2 comprende una pluralidad de generadores de potencia hidroeléctrica acoplados para suministrar energía eléctrica a una red eléctrica 110. En este ejemplo, los generadores de potencia hidroeléctrica están situados en dos centrales hidroeléctricas 101 y 102 separadas. Un ejemplo de un generador de potencia hidroeléctrica es el generador de potencia hidroeléctrica de la primera central hidroeléctrica 101, que comprende una turbina 105, un generador asociado 106 y compuertas 107, para afectar al flujo de agua a través de la turbina 105.
Como diferencia con el sistema de la figura 1, la disposición de la figura 2 comprende un almacenamiento de energía eléctrica, que se puede denominar banco de baterías 201, para abreviar. Esta breve denominación se utiliza en el presente documento por comodidad, pero no limita la implementación técnica real del almacenamiento de energía eléctrica. Además de lo que se entiende estrictamente como baterías, la tecnología del almacenamiento de energía eléctrica puede incluir elementos de, por ejemplo, condensadores de diversos tipos, incluidos, entre otros, supercondensadores.
La disposición comprende también un acoplamiento controlable 202 entre el banco de baterías 201 y la red eléctrica 110. El acoplamiento controlable 202 puede ser un acoplamiento bidireccional, de modo que se pueda hacer que esté permitido que la energía eléctrica fluya en ambos sentidos entre el banco de baterías 201 y la red eléctrica 110. El acoplamiento controlable 202 puede comprender componentes de conmutación controlables, así como componentes necesarios para adecuar eléctricamente el banco de baterías 201 y la red eléctrica 110 entre sí. Por ejemplo, si el banco de baterías 201 es un dispositivo de CC, el acoplamiento controlable 202 puede comprender un inversor para convertir la potencia de CC tomada del banco de baterías 201 en potencia de CA antes de suministrarla a la red eléctrica 110. El acoplamiento controlable 202 puede comprender un rectificador para convertir la potencia de CA tomada de la red eléctrica 110 en potencia de CC antes de suministrarla al banco de baterías 202. Un controlador 203 de banco de baterías se muestra por separado en la figura 2, configurado para controlar el banco de baterías 201 así como el acoplamiento controlable 202 entre el banco de baterías 201 y la red eléctrica 110. La funcionalidad del controlador también puede ser parcial o totalmente integral con el banco de baterías 201 y/o el acoplamiento controlable 202.
La disposición de la figura 2 comprende un monitor de frecuencia 204 que está configurado para monitorizar una frecuencia de CA de la red eléctrica 110. Un sistema de control 205 está acoplado para recibir información de detección del monitor de frecuencia 204, y configurado para controlar, a través de los respectivos controladores 206 y 207 de central eléctrica, un nivel de potencia de salida total en el que los generadores de potencia hidroeléctrica suministran potencia eléctrica a la red eléctrica 110. El sistema de control 205 también está configurado para controlar, a través del controlador 203 de banco de baterías, el acoplamiento controlable 202 entre el banco de baterías 201 y la red eléctrica 110.
El concepto de un monitor de frecuencia se puede considerar de manera más general, de modo que el propio dispositivo que monitoriza físicamente la frecuencia de CA de la red eléctrica 110 no tenga por qué ser una parte explícita de la disposición. Por el contrario, el acto de monitorizar físicamente la frecuencia de CA de la red eléctrica 110 puede tener lugar en otro lugar, bajo la responsabilidad de otra persona, quien entrega a continuación los resultados de dicha monitorización, en tiempo real o esencialmente en tiempo real, a aquellas partes que se han comprometido a mantener las reservas de potencia. En dicho caso, el monitor de frecuencia 204 en la disposición de la figura 2 puede ser considerado como el dispositivo de respuesta que es responsable de recibir los resultados de la monitorización real de frecuencia desde un dispositivo que monitoriza físicamente la frecuencia en algún otro lugar. El sistema de control 205 está configurado para tener en cuenta una serie de aspectos adicionales, además de la frecuencia de CA de la red eléctrica 110, al tomar las decisiones de control. Como ejemplos, la figura 2 muestra un predictor de consumo 208, un predictor meteorológico 209, diversos monitores ambientales 210, bases de datos geográficas 211, bases de datos de regulaciones 212 y libros de registro de centrales eléctricas 213. De estos, el predictor de consumo 209 está configurado para seguir el consumo de energía eléctrica de la red eléctrica 110 y predecir cómo se desarrollará el consumo de energía eléctrica en un futuro próximo. El predictor meteorológico 209 está configurado para seguir la evolución del tiempo para predecir cómo afectarán las condiciones meteorológicas, tales como la lluvia, a las posibilidades de producir energía eléctrica en los generadores de potencia hidroeléctrica. Los monitores ambientales 210 pueden comprender diversos monitores, tales como sensores de nivel de agua, sensores de viento, sensores de temperatura y otros. Estos pueden proporcionar al sistema de control 205 valores iniciales actualizados indicativos de parámetros ambientales dentro de la cuenca de drenaje. El sistema de control 205 puede almacenar diversas series temporales de lecturas que han sido obtenidas de los monitores ambientales 210, de modo que tenga datos históricos a partir de los cuales pueda realizar un análisis de cómo se han desarrollado las condiciones ambientales.
Las bases de datos geográficas 211 contienen información sobre la geografía de la cuenca de drenaje, que es útil para simular la evolución futura de las condiciones ambientales, así como para simular los efectos del modo en que el agua fluirá a través de las distintas centrales hidroeléctricas dentro de la cuenca de drenaje. Las bases de datos geográficas 211 también pueden contener series temporales de flujos de agua observados dentro de diversas partes de la cuenca de drenaje.
Las bases de datos de regulaciones 212 contienen información sobre las condiciones regulatorias de contorno que no se deben ver comprometidas. Otras informaciones que pueden estar incluidas en las bases de datos de regulaciones 212 son, por ejemplo, series temporales de precios de la energía, datos históricos sobre el precio de las reservas de potencia, y similares. Se pueden incluir límites regulatorios “suaves”, tales como recomendaciones sobre cómo se debe tener en cuenta la utilización recreativa de los lagos y ríos, y/o cómo los niveles de agua y los flujos de agua afectan a la naturaleza dentro de la cuenca de drenaje.
Los libros de registro de la central eléctrica 213 proporcionan al sistema de control 205 condiciones técnicas de contorno, que incluyen, entre otros, factores tales como la capacidad, los perfiles de eficiencia, la disponibilidad y los programas de mantenimiento de los diversos generadores de potencia hidroeléctrica que el sistema de control 205 puede controlar.
La posibilidad de utilizar la disposición de la figura 2 como una reserva de potencia rápida de la red eléctrica 110 se basa en el hecho de que el acoplamiento controlable 202 puede ser activado esencialmente de manera instantánea para hacer que la energía eléctrica fluya entre el banco de baterías 201 y la red eléctrica 110. Primero, se puede considerar una situación en la que el sistema de control 205 recibe del monitor de frecuencia 204 información de detección indicativa de una caída de frecuencia, es decir, una desviación respecto de la frecuencia de CA de la red eléctrica 110 con respecto al rango de frecuencia por defecto en el sentido decreciente. Dicha caída de frecuencia significa que momentáneamente se consume más energía eléctrica de la que se produce. El sistema de control 205 puede ordenar, a través del controlador 203 del banco de baterías, al banco de baterías 201 que suministre energía eléctrica adicional a la red eléctrica 110. Particularmente si se utiliza tecnología de estado sólido (es decir, de semiconductores) en el acoplamiento controlable 202, cambiar el modo en que la energía eléctrica fluye entre el banco de baterías 201 y la red eléctrica 110 no involucra piezas móviles, y se puede conseguir proporcionando valores apropiados para las señales de control electrónico requeridas.
Si bien el banco de baterías 201 se emplea como reserva de potencia de conmutación rápida, el sistema de control 205 puede iniciar un cambio en la potencia de salida total de la pluralidad de generadores de potencia hidroeléctrica que tiene a su disposición. Nuevamente suponiendo por el momento que la desviación detectada de la frecuencia de CA de la red fue una caída de la frecuencia, el sistema de control 205 puede iniciar un cambio desde un primer nivel de potencia de salida total hasta un segundo nivel de potencia de salida más alto. Anteriormente, se explicó cómo dicho cambio no puede ocurrir instantáneamente en la generación de potencia hidroeléctrica, sino que involucra ciertos hechos físicos inevitables que hacen que lleve algún tiempo. El sistema de control 205 está configurado para continuar haciendo que la energía eléctrica fluya entre el banco de baterías 201 y la red eléctrica durante el tiempo que tarda la potencia de salida total de dicha pluralidad de generadores de potencia hidroeléctrica en alcanzar dicho segundo nivel de potencia de salida total. La velocidad a la que se puede hacer que cambie el nivel de potencia de salida total puede ser del orden de un megavatio por minuto o algo más o menos. Puede ser, por ejemplo, de aproximadamente 0,8 megavatios por minuto.
Basándose en su conocimiento previo sobre las características técnicas de los generadores de potencia hidroeléctrica, el sistema de control 205 puede saber cuánto tiempo lleva ejecutar el cambio deseado en la potencia de salida total y qué tipo de perfil seguirá el cambio. Adicional o alternativamente, el sistema de control 205 puede recibir mediciones de retroalimentación de los controladores 206 y 207 de la central eléctrica, siendo la retroalimentación dinámicamente indicativa de la potencia de salida momentánea de cada generador de potencia hidroeléctrica. El sistema de control 205 puede controlar dinámicamente la potencia a la que fluye la energía eléctrica entre el banco de baterías 201 y la red eléctrica, para que corresponda en cada instante a una diferencia restante entre una potencia de salida momentánea de la pluralidad de generadores de potencia hidroeléctrica y el segundo nivel de potencia de salida total. De esta manera se mantiene constante la suma de la potencia eléctrica extraída del banco de baterías y la potencia eléctrica producida por la pluralidad de generadores de potencia hidroeléctrica.
Anteriormente, se asumió que la desviación detectada de la frecuencia de CA de la red eléctrica 110 era una caída de la frecuencia, por lo que, por consiguiente, se tenía que suministrar más potencia a la red eléctrica 110. Sin embargo, se puede aplicar el mismo principio si la desviación detectada de la frecuencia de CA de la red eléctrica 110 fue un exceso de frecuencia, lo que indica la necesidad de suministrar menos potencia a la red eléctrica 110. Como una diferencia con el procedimiento explicado anteriormente, la etapa de hacer que la energía eléctrica fluya entre un dispositivo de almacenamiento de energía eléctrica (el banco de baterías 201) y la red eléctrica 110 implica ahora la utilización de energía eléctrica extraída de la red eléctrica 110 para cargar el banco de baterías 201. Por consiguiente, la etapa de iniciar un cambio en la potencia de salida total de la pluralidad de generadores de potencia hidroeléctrica significa un cambio de un primer nivel de potencia de salida total a un segundo nivel de potencia de salida total, inferior.
La etapa de detectar una desviación con respecto a un rango de frecuencia por defecto puede recibir más consideración. El caso más sencillo es aquel en el que la detección de una desviación comprende detectar una desviación ocurrida real, en la que una frecuencia de CA medida de la red eléctrica 110 está fuera de su rango de frecuencia por defecto. Adicional o alternativamente se puede aplicar el principio de detección predictiva. Dicha detección de una desviación puede comprender detectar una denominada desviación inminente, en la que una frecuencia de CA medida de dicha red eléctrica muestra una tendencia que, si continúa, lleva a que dicha frecuencia de CA medida de dicha red eléctrica salga de dicho rango de frecuencia por defecto.
Anteriormente en este texto se señaló que, en caso de que dicha pluralidad de generadores de potencia hidroeléctrica obtengan su potencia operativa de los flujos de agua de una cuenca de drenaje común, es ventajoso aplicar un algoritmo de optimización del sistema de drenaje cuando se toman decisiones sobre los respectivos niveles de potencia de salida de los generadores de potencia hidroeléctrica y sobre las modificaciones a realizar en los mismos. Un lugar ventajoso en el que dicho algoritmo de optimización del sistema de drenaje puede ser ejecutado en la arquitectura del sistema de la figura 2 es el sistema de control 205; es por esta razón que el sistema de control 205 se denomina ordenador de optimización del sistema de drenaje en la figura 2. El algoritmo de optimización del sistema de drenaje puede tener como objetivo optimizar una cantidad de energía eléctrica obtenible de centrales hidroeléctricas dentro de dicha cuenca de drenaje. Adicional o alternativamente, el algoritmo de optimización del sistema de drenaje puede tener como objetivo optimizar factores tales como: un precio total obtenible de la energía eléctrica producida por centrales hidroeléctricas dentro de dicha cuenca de drenaje; una eficiencia total de los generadores de potencia hidroeléctrica; necesidad mínima de movimientos mecánicos de las compuertas; reacciones a la formación de hielo y otras causas de pérdidas por apantallamiento; distribución en el tiempo de la energía eléctrica producida, por ejemplo en términos del período de los planes de producción; etcétera.
El nivel de potencia de salida deseado de la pluralidad de generadores de potencia hidroeléctrica es un objetivo bastante decisivo a conseguir y mantener por el sistema de control 205. En un algoritmo de optimización, esto se puede conseguir, por ejemplo, penalizando severamente cualquier desviación entre los niveles de potencia de salida total real y deseado, de modo que cuando el algoritmo de optimización intente encontrar un máximo de la función de valor, prefiera tomar decisiones que lleven el nivel de potencia de salida total real muy cerca del nivel de potencia de salida total deseado. Sin embargo, se pueden dar casos en los que, desde el punto de vista de la optimización, sea aún más deseable conseguir algún otro objetivo, a costa de no alcanzar el nivel de potencia de salida total deseado. Por lo tanto, incluso si, por lo menos, uno de los primer y segundo niveles de potencia de salida total mencionados anteriormente puede ser seleccionado en base a ejecutar el algoritmo de optimización del sistema de drenaje, hacer funcionar la pluralidad de generadores de potencia hidroeléctrica en el nivel de potencia de salida total correspondiente no es un requisito obligatorio.
Cuando la energía eléctrica fluye entre el banco de baterías 201 y la red eléctrica 110 (ya sea para suministrar potencia adicional desde el banco de baterías a la red, o para drenar el exceso de potencia de la red para cargar el banco de baterías) durante un cierto período de tiempo, el resultado es un cambio en el estado de carga del banco de baterías 201. Con el fin de hacer que el banco de baterías 201 esté adecuadamente preparado para la siguiente posible necesidad, es aconsejable mantenerlo en un estado de carga por defecto predeterminado. Esto quiere decir que tras dicho cambio de estado de carga es conveniente realizar una acción inversa correspondiente durante un período de tiempo posterior, para que al final el estado de carga del banco de baterías 201 vuelva a ser el que tenía antes del inicio de dicho flujo de energía eléctrica.
Este denominado estado de carga por defecto puede ser seleccionado en base a ciertas suposiciones acerca de para qué se utilizará principalmente el banco de baterías 201. Si las probabilidades de caídas de frecuencia y de excesos de frecuencia en la red eléctrica 110 son iguales, y si se supone que debe fluir una cantidad absoluta igual de energía eléctrica entre el banco de baterías 201 y la red eléctrica 110 en cada caso, el estado de carga por defecto puede ser del 50 % de la capacidad efectiva del banco de baterías 201. Son posibles otras selecciones. Por ejemplo, la mitad de la capacidad efectiva podría ser reservada para ser utilizada como reserva para perturbaciones, que solo se utilizará para contrarrestar caídas de frecuencia que sean mayores que un límite predeterminado establecido por el operador de la red eléctrica. La otra mitad de la capacidad efectiva del banco de baterías podría ser reservada para ser utilizada como reserva operativa normal, que se utilizará para contrarrestar tanto caídas menores de frecuencia como excesos menores de frecuencia. En este caso, el estado de carga por defecto puede ser del 75 % de la capacidad efectiva del banco de baterías 201.
Cuando se cambia el nivel de potencia de salida total de la pluralidad de generadores de potencia hidroeléctrica, para restablecer el banco de baterías a su estado de carga por defecto, la invención está configurada para, primero, “exagerar” ligeramente el cambio y, solo después, llevar el nivel de potencia de salida total al valor real deseado. En otras palabras, después de que la potencia de salida total de la pluralidad de generadores de potencia hidroeléctrica haya alcanzado primero el segundo nivel de potencia de salida total en un primer instante, se hace que dicha potencia de salida total de dicha pluralidad de generadores de potencia hidroeléctrica continúe cambiando en el mismo sentido. Este cambio continuo dura hasta un segundo instante, posterior. Después de eso, se hace que la potencia de salida total de la pluralidad de generadores de potencia hidroeléctrica vuelva a dicho segundo nivel de potencia de salida total en un tercer instante, incluso posterior. Entre dicho primer y tercer instantes el banco de baterías se recarga si se estaba descargando antes de dicho primer instante, o se descarga si se estaba cargando antes de dicho primer instante.
Anteriormente ya se señaló que el banco de baterías 201 y su acoplamiento controlable 202 asociado pueden reaccionar extremadamente rápido a una desviación detectada del rango de frecuencia por defecto. Junto con el hecho de que el banco de baterías 201 puede ser capaz por sí mismo de satisfacer temporalmente la necesidad surgida de suministrar más potencia o de drenar un exceso de potencia, esto se puede utilizar para que las desviaciones más cortas respecto del rango de frecuencia por defecto sean contrarrestadas únicamente con el banco de baterías, sin realizar ningún cambio en el nivel de potencia de salida total de la pluralidad de generadores de potencia hidroeléctrica. Para determinar si es necesario cambiar el nivel de potencia de salida total de la pluralidad de generadores de potencia hidroeléctrica, primero, el sistema de control 205 puede hacer que fluya energía eléctrica entre la red eléctrica 110 y el banco de baterías 201 y, a continuación, esperar un breve período de tiempo para ver si la frecuencia de CA de la red se recupera lo suficiente.
En otras palabras, después de que se haya detectado la desviación respecto de la frecuencia por defecto, el procedimiento explicado en el presente documento puede comprender continuar monitorizando la frecuencia de CA de la red eléctrica 110 para detectar si persiste la desviación respecto de la frecuencia por defecto. El cambio en la potencia de salida total de la pluralidad de generadores de potencia hidroeléctrica desde un primer nivel de potencia de salida total hasta un segundo nivel de potencia de salida total se inicia, por lo tanto, solo si se encuentra que persiste dicha desviación respecto de dicho rango de frecuencia por defecto.
En este caso, cabe señalar que hacer que la energía eléctrica fluya entre un almacenamiento de energía eléctrica (el banco de baterías 201) y la red eléctrica habitualmente hará que la frecuencia de CA de la red se recupere un poco de este modo, porque este es el mero propósito de utilizar el almacenamiento de energía eléctrica. Esto significa que una desviación persistente respecto de dicho rango de frecuencia por defecto es una en que la frecuencia de CA monitorizada de la red no regresa al rango de frecuencia por defecto con un margen suficiente que indica que el flujo de energía eléctrica entre el almacenamiento de energía eléctrica y la red se puede interrumpir sin que por ello se produzca una nueva desviación.
Si se encuentra que la desviación inicial del rango de frecuencia por defecto no persiste, el procedimiento puede comprender ejecutar un proceso de restablecimiento del almacenamiento de energía para devolver el banco de baterías a su estado de carga por defecto. El proceso de restablecimiento del almacenamiento de energía eléctrica puede comprender cambios recíprocos en la potencia de salida total de la pluralidad de generadores de potencia hidroeléctrica y la potencia a la que fluye la energía eléctrica entre el almacenamiento de energía eléctrica y la red eléctrica, hasta que se ha alcanzado un nivel de carga objetivo de dicho almacenamiento de energía eléctrica. Como ejemplo, se puede suponer que, primero, se detectó una caída de frecuencia y, como consecuencia, se hizo que el banco de baterías 201 suministrara energía eléctrica a la red 110. Se encontró que la caída de frecuencia no persistía, de modo que el nivel de potencia de salida total no tendría que ser cambiado para satisfacer cualquier demanda adicional de potencia. Sin embargo, durante un cierto período de tiempo, el nivel de potencia de salida total se incrementa en cualquier caso, para generar la cantidad de energía eléctrica que se necesita para recargar el banco de baterías 201 y devolverlo a su estado de carga por defecto.
La figura 3 muestra una realización de un procedimiento en forma de diagrama de estado. En el estado de espera 301, cada uno de la pluralidad de generadores de potencia hidroeléctrica se hace funcionar en su respectivo nivel de potencia de salida para suministrar energía eléctrica a una potencia de salida total a la red eléctrica. El estado de espera 301 comprende, asimismo, monitorizar la frecuencia de CA de la red eléctrica para detectar desviaciones de un rango de frecuencia por defecto.
Como respuesta a la detección de una desviación respecto de dicho rango de frecuencia por defecto, se hace que fluya energía eléctrica entre un almacenamiento de energía eléctrica y dicha red eléctrica. Como primer ejemplo, se puede suponer que la desviación fue una caída de frecuencia 302, por lo que se inicia un proceso de descarga de energía eléctrica del banco de baterías a la red eléctrica, tal como se muestra en el estado 303. Si se hubiera detectado un exceso de frecuencia 304, el cambio correspondiente de estado habría llevado al estado 305, en el que se inició un proceso para cargar el banco de baterías con energía eléctrica extraída de la red eléctrica.
Las figuras 4 y 5 muestran niveles de potencia en dos casos alternativos que se refieren a una caída de frecuencia detectada. En este caso, así como en la figura 3, se supone que después de hacer que fluya energía eléctrica entre el almacenamiento de energía eléctrica, el sistema de control esperará un tiempo para examinar si la desviación persiste antes de tomar una decisión de cambiar un nivel de potencia de salida total de la pluralidad de generadores de potencia hidroeléctrica. La figura 4 se refiere a un caso en el que se encontró que la desviación persistía (desviación “larga” 306 en la figura 3), mientras que la figura 5 se refiere a un caso en el que se encontró que la desviación no persistía (desviación “corta” 307 en la figura 3). Tanto en la figura 4 como en la figura 5, la curva superior representa la potencia de salida total de la pluralidad de generadores de potencia hidroeléctrica, y la curva inferior representa la potencia a la que fluye la energía eléctrica entre el almacenamiento de energía eléctrica y la red eléctrica. Las unidades son arbitrarias y solo se utilizan con fines ilustrativos.
El instante A en la figura 4 es el instante en que se detecta la caída de frecuencia. Entre los instantes de tiempo A y B el banco de baterías alimenta la red eléctrica a una potencia de 2 unidades, mientras que el sistema de control continúa monitorizando la frecuencia de CA de la red eléctrica para detectar si la caída de frecuencia persiste. Este resulta ser el caso, por lo que siguiendo la condición “larga” 306 en la figura 3, el sistema de control procede a establecer un nuevo nivel de salida de potencia total, en el estado 308, y a identificar, en el estado 309, el generador de potencia hidroeléctrica (o los generadores de potencia hidroeléctrica) que se utilizará para generar la potencia eléctrica adicional requerida.
En el instante B el sistema de control inicia un cambio en la potencia de salida total de dicha pluralidad de generadores de potencia hidroeléctrica desde un primer nivel de potencia de salida total de 8 unidades hasta un segundo nivel de potencia de salida total de 10 unidades: la curva superior en la figura 4 gira hacia arriba. Iniciar el incremento en la potencia de salida total corresponde al estado 310 en la figura 3. Simultáneamente el sistema de control comienza a reducir la potencia a la que se alimenta energía eléctrica desde el banco de baterías a la red eléctrica: la curva inferior en la figura 4 gira hacia abajo.
Cambiar las dos potencias de manera coordinada, tal como se muestra con el estado 311 en la figura 3, significa que entre los instantes de tiempo B y C en la figura 4 la suma de las potencias eléctricas alimentadas a la red eléctrica desde la pluralidad de generadores de potencia hidroeléctrica, por un lado, y el banco de baterías, por otro lado, permanece constante. En otras palabras, la potencia a la que fluye la energía eléctrica entre dicho almacenamiento de energía eléctrica y dicha red eléctrica es controlada dinámicamente para que corresponda a una diferencia restante entre una potencia de salida momentánea de dicha pluralidad de generadores de potencia hidroeléctrica y dicho segundo nivel de potencia de salida total.
Poco antes del instante C en la figura 4 se alcanza el nivel de potencia de salida total objetivo de la pluralidad de generadores de potencia hidroeléctrica (véase el estado 312 en la figura 3). El banco de baterías necesita ser restablecido a su estado de carga por defecto, por lo que se hace que la potencia de salida total de la pluralidad de generadores de potencia hidroeléctrica continúe cambiando en el mismo sentido hasta un segundo instante, posterior. Este es el instante C en la figura 4. Que la curva inferior vaya por debajo del eje X en la figura 4 significa que el banco de baterías comienza a recargarse, tal como se muestra con el estado 313 en la figura 3.
En el instante C se detienen los cambios en la potencia de salida total de la pluralidad de generadores de potencia hidroeléctrica, de modo que la potencia de salida total está ligeramente por encima del “segundo” nivel de potencia de salida eventualmente deseado de 10 unidades. Dicha potencia de salida total de dicha pluralidad de generadores de potencia hidroeléctrica finalmente vuelve a dicho segundo nivel de potencia de salida total en un tercer instante de tiempo, incluso posterior, que es el instante E en la figura 4. Entre los instantes C y E, el banco de baterías se recarga, debido a que se venía descargando antes del instante C. En otras palabras, el exceso de energía eléctrica producida por la pluralidad de generadores de potencia hidroeléctrica es conducido al banco de baterías según alguna estrategia de recarga de batería seleccionada. Si la desviación originalmente detectada hubiera sido un exceso de frecuencia, restablecer el banco de baterías a su estado de carga por defecto implicaría descargarlo, ya que en ese caso se había estado cargando antes de dicho primer instante.
En la figura 4 se supone que la potencia a la que se recarga el banco de baterías es significativamente menor que la potencia a la que se descargó, pero esto es solo un ejemplo ilustrativo, y el nivel de potencia de recarga seleccionado puede ser seleccionado en base al conocimiento apropiado de las características eléctricas del banco de baterías (o, de manera más general: el almacenamiento de energía eléctrica). Con el fin de mantener constante la potencia neta disponible para otros en la red eléctrica, es aconsejable realizar cambios recíprocos en la potencia de salida total de la pluralidad de generadores de potencia hidroeléctrica y la potencia a la que fluye energía eléctrica entre dicho almacenamiento de energía eléctrica y dicha red eléctrica hasta que se haya alcanzado un nivel de carga objetivo de dicho almacenamiento de energía eléctrica. Estos cambios recíprocos se ven en la figura 4 como la forma simétrica de las dos curvas en los instantes C, D y E. En la figura 3 constituyen una parte del estado 314. Alcanzar el nivel por defecto u objetivo del banco de baterías como en la condición 315 de la figura 3 provoca una transición de vuelta al estado de espera 301.
La figura 5 muestra cambios en la potencia cuando se encuentra que la desviación (que se detecta en el instante F en la figura 5) no persiste. En la figura 3 esta es la condición “corta” 307. En el instante G, el sistema de control encuentra que la frecuencia de CA de la red está nuevamente, con seguridad, dentro del rango de frecuencia por defecto, por lo que no se necesitan cambios en la potencia de salida total de la pluralidad de los generadores de potencia hidroeléctrica, y el banco de baterías puede ser desacoplado de la red eléctrica. Sin embargo, la energía eléctrica que se tomó del banco de baterías entre los instantes F y G debe ser repuesta. Por lo tanto, el sistema de control planifica un proceso de restablecimiento del almacenamiento de energía, tal como se muestra en el estado 316 de la figura 3. Puesto que ahora no hay necesidades particulares de reaccionar rápidamente, el proceso planificado de restablecimiento del almacenamiento de energía puede comenzar en cualquier momento adecuado en el futuro cercano, y puede seguir un perfil que comprenda solo cambios muy suaves en la potencia, si es necesario.
Cuando todo está listo para ejecutar el proceso de restablecimiento del almacenamiento de energía planificado, tal como se muestra en la condición 317 en la figura 3, se produce una transición al estado 313. La potencia de salida total de la pluralidad de generadores de potencia hidroeléctrica se incrementa temporalmente, comenzando en el instante H en la figura 5. Los instantes I y J muestran ejemplos de instantes en los que pueden cambiar los perfiles de potencia asociados con el proceso planificado de restablecimiento del almacenamiento de energía. En el instante K el banco de baterías ha sido restablecido a su estado de carga por defecto. El proceso de restablecimiento del almacenamiento de energía comprende cambios recíprocos en dicha potencia de salida total, y la potencia a la que fluye la energía eléctrica entre dicho almacenamiento de energía eléctrica y dicha red eléctrica hasta el instante K, tal como se puede ver nuevamente por la simetría de las curvas superior e inferior en la figura 5.
La parte inferior del diagrama de estado en la figura 3 es esencialmente una imagen especular de la parte superior, con todos los términos relacionados con la frecuencia y la potencia invertidos. Por lo tanto, por ejemplo, mientras que el estado 309 comprendía identificar el generador de potencia hidroeléctrica o los generadores de potencia hidroeléctrica que debían ser acelerados, el estado de imagen especular 317 correspondiente comprende identificar el generador de potencia hidroeléctrica o los generadores de potencia hidroeléctrica que van a ser ralentizados.
Puede suceder que no se hayan completado aún todas las etapas relacionadas con una desviación detectada del rango de frecuencia por defecto cuando se detecta otra desviación del rango de frecuencia por defecto. En dicho caso, la reacción a la desviación posterior respecto del rango de frecuencia por defecto tiene que combinar características de la acción correctiva tomada como respuesta a la desviación posterior, con características que aún permanecen de la desviación anterior.
La figura 6 es un ejemplo de dicha combinación. Lo que sucede en los instantes A, B y C es lo mismo que en la figura 4: se detecta una caída de frecuencia en el instante A, se encuentra que la desviación persiste en el instante B, y el cambio inicial en la potencia de salida total de la pluralidad de generadores de potencia hidroeléctrica se completa en el instante C. Sin embargo, en el instante L se detecta repentinamente un gran exceso de frecuencia, que requiere una acción inmediata para cortar la cantidad de potencia eléctrica suministrada a la red eléctrica.
Se toma la decisión de llevar la potencia de salida total de la pluralidad de generadores de potencia hidroeléctrica a 8 unidades tan pronto como lo permitan las limitaciones físicas de las centrales hidroeléctricas. Simultáneamente se aumenta la potencia a la que se recarga el banco de baterías, de manera que la potencia neta inyectada a la red eléctrica ya es de 8 unidades. La potencia a la que fluye la energía eléctrica desde la red eléctrica al banco de baterías se controla dinámicamente para que corresponda a una diferencia restante entre una potencia de salida momentánea de dicha pluralidad de generadores de potencia hidroeléctrica y el nivel de potencia de salida total de 8 unidades, hasta que, en el instante M se observa que aún se tiene que realizar alguna recarga adicional del banco de baterías para reponer toda la energía que se tomó entre los instantes A y C. Por lo tanto, ambas curvas se estabilizan entre los instantes M y N, y aumentan hasta sus valores finales de manera coordinada entre los instantes N y O.
Se pueden obtener varias ventajas mediante la aplicación de realizaciones de la invención. Por ejemplo, los movimientos mecánicos de las compuertas de las centrales hidroeléctricas pueden ser optimizados, tanto para minimizar cambios innecesarios de ida y vuelta como para elegir de manera óptima la velocidad a la que se ejecutan los movimientos mecánicos. Se puede dar más tiempo para que el algoritmo de toma de decisiones decida qué generadores de potencia hidroeléctrica deben participar en cada cambio de la potencia de salida total, lo que puede llevar a tomar decisiones con más información, con resultados más ventajosos. Los cambios en la potencia de salida total se pueden distribuir de manera más adecuada entre las centrales hidroeléctricas en diversos lugares dentro de la cuenca de drenaje, lo que ayuda a equilibrar los cambios en los niveles del agua y a evitar “olas de inundación” no deseadas que se podrían propagar a través del sistema de drenaje en un caso menos óptimo. Una toma de decisiones óptima puede ayudar a mantener más agua almacenada en las partes superiores del sistema de drenaje, donde es más valiosa debido a que tiene la capacidad de producir energía eléctrica en todas las centrales hidroeléctricas que se encuentran más abajo.
Es evidente para un experto en la materia que, con el avance de la tecnología, la idea básica de la invención puede ser implementada de diversas maneras. Por lo tanto, la invención y sus realizaciones no están limitadas a los ejemplos descritos anteriormente, sino que pueden variar dentro del alcance de las reivindicaciones. A modo de ejemplo, aunque ventajoso, no es necesario controlar dinámicamente la potencia a la que fluye la energía eléctrica entre dicho almacenamiento de energía eléctrica y dicha red eléctrica para que corresponda a una diferencia restante entre una potencia de salida momentánea de dicha pluralidad de generadores de potencia hidroeléctrica y dicho segundo nivel de potencia de salida total. Es posible, por ejemplo, permitir que el banco de baterías inyecte energía eléctrica en la red eléctrica a plena potencia hasta que la pluralidad de generadores de potencia hidroeléctrica haya alcanzado su nuevo “segundo” nivel de potencia de salida total deseado. En una estrategia de control de este tipo, el efecto neto sobre la potencia producida (y, por consiguiente, el efecto corrector neto sobre la frecuencia de CA de la red eléctrica) se exagera primero un poco, pero esto no supone un gran problema, siempre que el efecto neto no sea tan grande como para causar una desviación de frecuencia en el sentido opuesto.

Claims (10)

REIVINDICACIONES
1. Procedimiento para utilizar potencia hidroeléctrica como reserva de potencia de una red eléctrica (110), que comprende:
- hacer funcionar una pluralidad de generadores de potencia hidroeléctrica (106), cada uno a un nivel de potencia de salida respectivo, para suministrar energía eléctrica a una potencia de salida total a dicha red eléctrica (110), - monitorizar (204) una frecuencia de CA de dicha red eléctrica (110) para detectar desviaciones (302, 304) de un rango de frecuencia por defecto,
- como respuesta a la detección de una desviación (302, 304) de dicho rango de frecuencia por defecto, hacer que fluya (303, 305) energía eléctrica entre un almacenamiento de energía eléctrica (201) y dicha red eléctrica (110), - iniciar un cambio (310) en dicha potencia de salida total de dicha pluralidad de generadores de potencia hidroeléctrica desde un primer nivel de potencia de salida total hasta un segundo nivel de potencia de salida total, y - seguir haciendo (311) que fluya energía eléctrica entre dicho almacenamiento de energía eléctrica (201) y dicha red eléctrica (110) durante el período de tiempo que tarde la potencia de salida total de dicha pluralidad de generadores de potencia hidroeléctrica en alcanzar (312) dicho segundo nivel de potencia de salida total;
caracterizado por que:
- dicha pluralidad de generadores de potencia hidroeléctrica (106) extraen su potencia operativa de flujos de agua de una cuenca de drenaje común, que están situados en diferentes partes de dicha cuenca de drenaje,
- se selecciona (308), por lo menos, uno de dicho primero y segundo niveles de potencia de salida total en base a ejecutar un algoritmo de optimización del sistema de drenaje que optimiza, por lo menos, uno de: la cantidad de energía eléctrica obtenible de las centrales hidroeléctricas dentro de dicha cuenca de drenaje; un precio total obtenible de la energía eléctrica producida por centrales hidroeléctricas dentro de dicha cuenca de drenaje; una eficiencia total de los generadores de potencia hidroeléctrica; la necesidad mínima de movimientos mecánicos de compuertas; las reacciones a la formación de hielo y otras causas de pérdidas por apantallamiento; la distribución en el tiempo de la energía eléctrica producida,
- después de que la potencia de salida total de dicha pluralidad de generadores de potencia hidroeléctrica (106) ha alcanzado (312) dicho segundo nivel de potencia de salida total en un primer instante, el procedimiento comprende hacer que dicha potencia de salida total de dicha pluralidad de generadores de potencia hidroeléctrica continúe cambiando (313) en el mismo sentido hasta un segundo instante, posterior,
- el procedimiento comprende devolver (314) dicha potencia de salida total de dicha pluralidad de generadores de potencia hidroeléctrica a dicho segundo nivel de potencia de salida total en un tercer instante, incluso posterior, - entre dicho primer y tercer instantes, el procedimiento comprende recargar dicho almacenamiento de energía eléctrica si se estaba descargando antes de dicho primer instante, o descargar dicho almacenamiento de energía eléctrica si se estuviera cargando antes de dicho primer instante.
2. Procedimiento, según la reivindicación 1, que comprende:
- controlar (311) dinámicamente la potencia a la que fluye la energía eléctrica entre dicho almacenamiento de energía eléctrica (201) y dicha red eléctrica (110) para que corresponda a una diferencia restante entre una potencia de salida momentánea de dicha pluralidad de generadores de potencia hidroeléctrica y dicho segundo nivel de potencia de salida total.
3. Procedimiento, según la reivindicación 1 o 2,
en el que dicha detección de una desviación (302, 304) comprende detectar una desviación ocurrida, en la que una frecuencia de CA medida de dicha red eléctrica (110) está fuera de dicho rango de frecuencia por defecto.
4. Procedimiento, según cualquiera de las reivindicaciones anteriores, en el que dicha detección de una desviación (302, 304) comprende detectar una desviación inminente, en la que una frecuencia de CA medida de dicha red eléctrica (110) muestra una tendencia que, si continúa, lleva a que dicha frecuencia de CA medida de dicha red eléctrica (110) salga de dicho rango de frecuencia por defecto.
5. Procedimiento, según la reivindicación 1, en el que dicho cambio en dicha potencia de salida total de dicha pluralidad de generadores de potencia hidroeléctrica (106) desde dicho primer nivel de potencia de salida total hasta dicho segundo nivel de potencia de salida total se realiza a través de una secuencia de cambios en potencias de salida específicas por generador de, por lo menos, dos de dicha pluralidad de generadores de potencia hidroeléctrica, en el que dicha secuencia de cambios se determina en base a la ejecución de dicho algoritmo de optimización del sistema de drenaje.
6. Procedimiento, según cualquiera de las reivindicaciones anteriores, que comprende:
- después de que se haya detectado dicha desviación (302, 304) de dicho rango de frecuencia por defecto, continuar monitorizando dicha frecuencia de CA de dicha red eléctrica para detectar si dicha desviación respecto de dicha frecuencia por defecto persiste,
- iniciar dicho cambio (310) en dicha potencia de salida total de dicha pluralidad de generadores de potencia hidroeléctrica desde un primer nivel de potencia de salida total hasta un segundo nivel de potencia de salida total solo si se encuentra que persiste dicha desviación respecto de dicho rango de frecuencia por defecto (306).
7. Procedimiento, según la reivindicación 6, que comprende:
- si se encuentra que dicha desviación respecto de dicho rango de frecuencia por defecto no persiste (307), ejecutar un proceso de restablecimiento del almacenamiento de energía eléctrica que comprende cambios (313, 314) recíprocos en dicha potencia de salida total y la potencia a la que fluye energía eléctrica entre dicho almacenamiento de energía eléctrica (201) y dicha red eléctrica (110) hasta que un nivel de carga objetivo de dicho almacenamiento de energía eléctrica (201) se ha alcanzado (315).
8. Disposición para utilizar potencia hidroeléctrica como reserva de potencia de una red eléctrica (110), que comprende:
- un almacenamiento de energía eléctrica (201),
- un acoplamiento controlable (202) entre dicho almacenamiento de energía eléctrica (201) y dicha red eléctrica (110), - una pluralidad de generadores de potencia hidroeléctrica (106) acoplados para suministrar energía eléctrica a dicha red eléctrica (110),
- un monitor de frecuencia (204) configurado para monitorizar una frecuencia de CA de dicha red eléctrica (110), y - un sistema de control (205) acoplado para recibir información de detección desde dicho monitor de frecuencia (204), y configurado (203) para controlar dicho acoplamiento controlable (202) y un nivel de potencia de salida total de dicha pluralidad de generadores de potencia hidroeléctrica (106);
en el que dicho sistema de control (205) está configurado para responder a información de detección indicativa de una desviación (302, 304) de dicha frecuencia de CA respecto de un rango de frecuencia por defecto mediante: -hacer que fluya (303, 305) energía eléctrica entre dicho almacenamiento de energía eléctrica (201) y dicha red eléctrica (110),
- iniciar un cambio (310) en dicha potencia de salida total de dicha pluralidad de generadores de potencia hidroeléctrica desde un primer nivel de potencia de salida total hasta un segundo nivel de potencia de salida total, y - seguir haciendo (311) que fluya energía eléctrica entre dicho almacenamiento de energía eléctrica (201) y dicha red eléctrica (110) durante el período de tiempo que tarda la potencia de salida total de dicha pluralidad de generadores de potencia hidroeléctrica en alcanzar (312) dicho segundo nivel de potencia de salida total;
caracterizado por que:
- dicha pluralidad de generadores de potencia hidroeléctrica (106) extraen su potencia operativa de los flujos de agua de una cuenca de drenaje común, que están situados en diferentes partes de dicha cuenca de drenaje, - dicho sistema de control (205) está configurado para seleccionar (308), por lo menos, uno de dicho primer y segundo niveles de potencia de salida total en base a ejecutar un algoritmo de optimización del sistema de drenaje que optimiza, por lo menos, uno de: la cantidad de energía eléctrica obtenible de las centrales hidroeléctricas dentro de dicha cuenca de drenaje; el precio total obtenible de la energía eléctrica producida por centrales hidroeléctricas dentro de dicha cuenca de drenaje; una eficiencia total de los generadores de potencia hidroeléctrica; la mínima necesidad de movimientos mecánicos de las compuertas; las reacciones a la formación de hielo y otras causas de pérdidas por apantallamiento; la distribución en el tiempo de la energía eléctrica producida,
- dicho sistema de control (205) está configurado para, después de que la potencia de salida total de dicha pluralidad de generadores de potencia hidroeléctrica (106) haya alcanzado (312) dicho segundo nivel de potencia de salida total en un primer instante, hacer que dicha potencia de salida total de dicha pluralidad de generadores de potencia hidroeléctrica continúe cambiando (313) en el mismo sentido hasta un segundo instante, posterior,
- dicho sistema de control está configurado para devolver (314) dicha potencia de salida total de dicha pluralidad de generadores de potencia hidroeléctrica a dicho segundo nivel de potencia de salida total en un tercer instante, incluso posterior, y
- dicho sistema de control está configurado para, entre dichos primer y tercer instantes, recargar dicho almacenamiento de energía eléctrica si se estaba descargando antes de dicho primer instante, o descargar dicho almacenamiento de energía eléctrica si se estaba cargando antes de dicho primer instante.
9. Disposición, según la reivindicación 8, en la que el sistema de control (205) está configurado para controlar dinámicamente la potencia a la que fluye energía eléctrica entre dicho almacenamiento de energía eléctrica (201) y dicha red eléctrica (110) para corresponder a una diferencia restante entre una potencia de salida momentánea de dicha pluralidad de generadores de potencia hidroeléctrica y dicho segundo nivel de potencia de salida total.
10. Disposición, según la reivindicación 8, en la que dicho sistema de control (205) está configurado para determinar y ejecutar una secuencia de cambios en las potencias de salida específicas por generador de, por lo menos, dos de dicha pluralidad de generadores de potencia hidroeléctrica (106) para ejecutar dicho cambio en la potencia de salida total desde dicho primer nivel de potencia de salida total hasta dicho segundo nivel de potencia de salida total, en la que dicha determinación se realiza en base a ejecutar dicho algoritmo de optimización del sistema de drenaje.
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