ES2927257T3 - Mejoras relacionadas con la inyección de corriente en centrales eléctricas eólicas - Google Patents

Mejoras relacionadas con la inyección de corriente en centrales eléctricas eólicas Download PDF

Info

Publication number
ES2927257T3
ES2927257T3 ES18811438T ES18811438T ES2927257T3 ES 2927257 T3 ES2927257 T3 ES 2927257T3 ES 18811438 T ES18811438 T ES 18811438T ES 18811438 T ES18811438 T ES 18811438T ES 2927257 T3 ES2927257 T3 ES 2927257T3
Authority
ES
Spain
Prior art keywords
injection profile
current
network
voltage
distribution network
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Active
Application number
ES18811438T
Other languages
English (en)
Inventor
Leif Svinth Christensen
Brian W Andersen
Federico Rueda Londono
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Vestas Wind Systems AS
Original Assignee
Vestas Wind Systems AS
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Vestas Wind Systems AS filed Critical Vestas Wind Systems AS
Application granted granted Critical
Publication of ES2927257T3 publication Critical patent/ES2927257T3/es
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Classifications

    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—ELECTRIC POWER NETWORKS; CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for AC mains or AC distribution networks
    • H02J3/12—Arrangements for adjusting voltage in AC networks by changing a characteristic of the network load
    • H02J3/16—Arrangements for adjusting voltage in AC networks by changing a characteristic of the network load by adjustment of reactive power
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—ELECTRIC POWER NETWORKS; CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J13/00—Circuit arrangements for providing remote monitoring or remote control of equipment in a power distribution network
    • H02J13/12—Monitoring network conditions, e.g. electrical magnitudes or operational status
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—ELECTRIC POWER NETWORKS; CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J13/00—Circuit arrangements for providing remote monitoring or remote control of equipment in a power distribution network
    • H02J13/13—Circuit arrangements for providing remote monitoring or remote control of equipment in a power distribution network characterised by the transmission of data to equipment in the power network
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—ELECTRIC POWER NETWORKS; CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for AC mains or AC distribution networks
    • H02J3/001—Arrangements for handling faults or abnormalities, e.g. emergencies or contingencies
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—ELECTRIC POWER NETWORKS; CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for AC mains or AC distribution networks
    • H02J3/38—Arrangements for feeding a single network from two or more generators or sources in parallel; Arrangements for feeding already energised networks from additional generators or sources in parallel
    • H02J3/381—Dispersed generators
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F03—MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS; WIND, SPRING, OR WEIGHT MOTORS; PRODUCING MECHANICAL POWER OR A REACTIVE PROPULSIVE THRUST, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • F03D—WIND MOTORS
    • F03D7/00—Controlling wind motors 
    • F03D7/02—Controlling wind motors  the wind motors having rotation axis substantially parallel to the air flow entering the rotor
    • F03D7/028—Controlling wind motors  the wind motors having rotation axis substantially parallel to the air flow entering the rotor controlling wind motor output power
    • F03D7/0284—Controlling wind motors  the wind motors having rotation axis substantially parallel to the air flow entering the rotor controlling wind motor output power in relation to the state of the electric grid
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
    • F05B—INDEXING SCHEME RELATING TO WIND, SPRING, WEIGHT, INERTIA OR LIKE MOTORS, TO MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS COVERED BY SUBCLASSES F03B, F03D AND F03G
    • F05B2270/00—Control
    • F05B2270/10—Purpose of the control system
    • F05B2270/107—Purpose of the control system to cope with emergencies
    • F05B2270/1071—Purpose of the control system to cope with emergencies in particular sudden load loss
    • F05B2270/10711—Purpose of the control system to cope with emergencies in particular sudden load loss applying a low voltage ride through method
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
    • F05B—INDEXING SCHEME RELATING TO WIND, SPRING, WEIGHT, INERTIA OR LIKE MOTORS, TO MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS COVERED BY SUBCLASSES F03B, F03D AND F03G
    • F05B2270/00—Control
    • F05B2270/30—Control parameters, e.g. input parameters
    • F05B2270/337—Electrical grid status parameters, e.g. voltage, frequency or power demand
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—ELECTRIC POWER NETWORKS; CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J2101/00—Supply or distribution of decentralised, dispersed or local electric power generation
    • H02J2101/20—Dispersed power generation using renewable energy sources
    • H02J2101/28—Wind energy
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—ELECTRIC POWER NETWORKS; CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for AC mains or AC distribution networks
    • H02J3/38—Arrangements for feeding a single network from two or more generators or sources in parallel; Arrangements for feeding already energised networks from additional generators or sources in parallel
    • H02J3/46—Controlling the sharing of generated power between the generators, sources or networks
    • H02J3/50—Controlling the sharing of reactive power
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02B—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES RELATED TO BUILDINGS, e.g. HOUSING, HOUSE APPLIANCES OR RELATED END-USER APPLICATIONS
    • Y02B90/00—Enabling technologies or technologies with a potential or indirect contribution to GHG emissions mitigation
    • Y02B90/20—Smart grids as enabling technology in buildings sector
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y04—INFORMATION OR COMMUNICATION TECHNOLOGIES HAVING AN IMPACT ON OTHER TECHNOLOGY AREAS
    • Y04S—SYSTEMS INTEGRATING TECHNOLOGIES RELATED TO POWER NETWORK OPERATION, COMMUNICATION OR INFORMATION TECHNOLOGIES FOR IMPROVING THE ELECTRICAL POWER GENERATION, TRANSMISSION, DISTRIBUTION, MANAGEMENT OR USAGE, i.e. SMART GRIDS
    • Y04S40/00—Systems for electrical power generation, transmission, distribution or end-user application management characterised by the use of communication or information technologies, or communication or information technology specific aspects supporting them
    • Y04S40/12—Systems for electrical power generation, transmission, distribution or end-user application management characterised by the use of communication or information technologies, or communication or information technology specific aspects supporting them characterised by data transport means between the monitoring, controlling or managing units and monitored, controlled or operated electrical equipment

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Power Engineering (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Sustainable Development (AREA)
  • Sustainable Energy (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Supply And Distribution Of Alternating Current (AREA)
  • Control Of Eletrric Generators (AREA)

Abstract

Un método para controlar un generador de energía renovable, estando conectado el generador de energía renovable a un punto de interconexión de una red eléctrica externa mediante una red de conexión, donde la red de conexión tiene un nivel de impedancia asociado. El método comprende: monitorear al menos un parámetro de la red de conexión y el nivel de voltaje en el Punto de Interconexión; generar, durante condiciones operativas normales, al menos un perfil de inyección actual basado en al menos un parámetro medido y un perfil de inyección predeterminado; y operar el generador de energía renovable, durante una falla en la red, para generar corriente de acuerdo con al menos un perfil de inyección de corriente, para lograr un punto de ajuste de corriente en el Punto de Interconexión. (Traducción automática con Google Translate, sin valor legal)

Description

DESCRIPCIÓN
Mejoras relacionadas con la inyección de corriente en centrales eléctricas eólicas
Campo técnico
La presente divulgación se refiere a un método para controlar una central eléctrica de energía renovable, a un controlador de central eléctrica de energía renovable y, de manera más general, a una central eléctrica de turbinas eólicas.
Antecedentes
Se espera que las centrales eléctricas renovables de reciente puesta en servicio, y más particularmente las centrales eléctricas eólicas, puedan funcionar y adaptarse a una serie de circunstancias diferentes cuando se conectan a una red eléctrica. Una central eléctrica eólica (CEE) habitualmente comprende una pluralidad de turbinas eólicas y también se conoce como parque eólico o granja eólica. La regulación y el funcionamiento general de la central eléctrica están controlados por un sistema de control de central eléctrica o controlador (CCE), que implementa los límites y requisitos operacionales establecidos por un operador de sistema de transmisión (OST) o en los requisitos de interconexión a la red de distribución específicos de cada país o 'códigos de red de distribución'. El OST también comunica las demandas de entrega de potencia al CEE, incluidas las demandas de entrega de corriente activa y/o reactiva.
Los códigos de red de distribución comúnmente incluyen requisitos específicos para el suministro de corriente reactiva y/o activa durante un fallo. Estos requisitos aseguran que la red esté completamente soportada durante el fallo y que la recuperación del nivel de tensión sea sostenida por la corriente activa y/o reactiva suministrada por la central o centrales eléctricas eólicas.
Si bien los requisitos solían especificarse en cada unidad de generación, la práctica más reciente ha sido que los requisitos del código de red de distribución para los niveles de suministro de corriente se especifiquen en un Punto de Interconexión (PdI) entre la red de distribución y la central eléctrica. Esto permite la generación de corriente distribuida y la flexibilidad en la forma en que la central eléctrica suministra la corriente a la red de distribución. Sin embargo, a menudo también da como resultado que los requisitos del código de red de distribución no se cubran durante los fallos. La razón de esto es permitir una rápida reacción a un fallo de la red de distribución, por lo que los generadores de turbina eólica actúan como fuentes de corriente autónomas que se desacoplan del control de la CEE durante el fallo. Esto es a pesar de que se especifican los requisitos para el PdI.
Un enfoque para asegurar que se cubren los requisitos durante un fallo es estimar, antes de la instalación de la central eléctrica, el perfil de inyección requerido para cada generador de turbina eólica. Un ejemplo de esto se basa en una ponderación lineal, o "factor K", como se describe en el Código de red de distribución alemán y en la norma EN 50549. El factor K se utiliza porque solo se especifica el control de la corriente reactiva, mientras que no hay requisitos para la corriente activa. Sin embargo, cualquier cambio en la condición de la red de distribución o en la CEE puede resultar en incumplimiento. Por otro lado, los nuevos requisitos para la corriente activa no podrían ser implementados por los sistemas actuales usando solo un factor K.
Entre el estado de la técnica más relevante se encuentran los documentos EP 2267306 A2 y WO 2015/086022 A1. Es un objetivo de la presente invención mejorar el estado de la técnica.
Sumario de la invención
De acuerdo con un aspecto de la presente invención se proporciona un método para controlar un generador de energía renovable, estando conectado el generador de energía renovable a un Punto de Interconexión de una red de distribución eléctrica externa mediante una red de conexión que incluye un transformador. La red de conexión tiene un nivel de impedancia asociado. El método comprende: monitorizar parámetros de la red de conexión y el nivel de tensión en el Punto de Interconexión, en donde los parámetros comprenden la impedancia de la red de conexión y un nivel de tensión medido en un punto de la red de conexión entre un lado de baja tensión del transformador y el generador de energía renovable; generar, durante condiciones normales de funcionamiento, al menos un perfil de inyección de corriente basado en el nivel de tensión en el Punto de Interconexión, la impedancia de la red de conexión y un perfil de inyección predeterminado, en donde las condiciones normales de funcionamiento se dan cuando el nivel de tensión de la red de distribución eléctrica externa está dentro de una banda de funcionamiento normal; y hacer funcionar el generador de energía renovable, durante un fallo de red de distribución, para emitir corriente de acuerdo con el perfil de inyección de corriente generado y el nivel de tensión medido en el punto de la red de conexión entre el lado de baja tensión del transformador y el generador de energía renovable, a fin de lograr un valor de consigna de corriente en el Punto de Interconexión, en donde el fallo de red de distribución se da cuando el nivel de tensión de la red de distribución eléctrica externa está fuera de la banda de funcionamiento normal.
Ventajosamente, generar perfiles de inyección de corriente durante el funcionamiento normal facilita la generación de perfiles de inyección más exactos, debido a los parámetros disponibles para la monitorización. El funcionamiento del generador de acuerdo con esos perfiles durante un fallo de red de distribución da como resultado el cumplimiento inmediato de los requisitos del código de red de distribución. Esto significa que la central eléctrica de la que forma parte el generador puede soportar la recuperación de la red de distribución de forma inmediata, reduciendo la probabilidad de desconexión o daños al sistema.
Debe entenderse que algunos parámetros deben ser monitorizados en un punto que sea significativamente diferente del Punto de Interconexión. Por tanto, los parámetros deben reflejar propiedades de la red de conexión y no del Punto de Interconexión, salvo en los casos donde las propiedades sean idénticas.
Generar, durante condiciones normales de funcionamiento, al menos un perfil de inyección de corriente puede comprender calcular una función de tensión.
Una función de tensión asegura de forma beneficiosa un cálculo sencillo que puede ser realizado muy rápidamente por un sistema de control para lograr una rápida adopción del nivel de corriente de salida correcto.
La función de tensión puede comprender al menos una ponderación. La función de tensión puede requerir una entrada de la tensión medida en el punto entre el generador de energía renovable y el lado de baja tensión del transformador de la red de conexión solamente.
Al requerir solamente una única entrada, aquí el nivel de tensión en un punto de la red conectora, la llegada a un nivel de corriente de salida requiere una computación mínima. El punto entre el generador de energía renovable y el transformador de baja tensión de la red de conexión puede ser un terminal del generador de energía renovable.
El perfil de inyección de corriente puede ser un perfil de inyección de corriente activa. El perfil de inyección de corriente puede ser un perfil de inyección de corriente reactiva. La función de tensión puede ser un polinomio de primer orden, un polinomio de segundo orden, un polinomio de tercer orden, un polinomio de cuarto orden o un polinomio de un orden superior.
El perfil de inyección predeterminado del que el al menos un perfil de inyección de corriente puede ser una iteración anterior del perfil de inyección de corriente.
La actualización iterativa de un perfil de inyección reduce aún más la potencia computacional requerida para implementar este método, lo que permite su uso en centrales eléctricas existentes y con generadores existentes.
La etapa de generar, durante condiciones normales de funcionamiento, al menos un perfil de inyección de corriente puede realizarse a intervalos mientras persistan las condiciones normales de funcionamiento, de modo que el perfil de inyección se actualiza de forma iterativa.
Por ejemplo, la generación puede realizarse a intervalos según lo solicite un sistema externo, o de acuerdo con un período predeterminado, o cuando se identifica un cambio en un parámetro monitorizado particular. De manera útil, la generación de perfiles de inyección actualizados durante un período de funcionamiento normal da como resultado un perfil actualizado cuando se requiere, de modo que la salida del generador cumpla en el Punto de interconexión.
Los parámetros comprenden un nivel de tensión medido en un punto de la red de conexión entre el lado de baja tensión del transformador y el generador de energía renovable. Debe entenderse que el nivel de tensión debe medirse lo suficientemente alejado del Punto de Interconexión de modo que la medición refleje el nivel de tensión en un punto de la red de conexión y no en el Punto de Interconexión.
El valor de consigna de corriente puede basarse en los requisitos del código de red de distribución.
El método puede comprender actualizar un perfil de inyección de corriente almacenado una vez que se ha generado un nuevo perfil de inyección de corriente.
El método puede comprender establecer un perfil de inyección de corriente por defecto. El perfil de inyección de corriente por defecto puede ser el perfil de inyección predeterminado para la primera iteración de la etapa de generación.
De acuerdo con otro aspecto de la invención, se proporciona una central eléctrica de energía renovable que comprende una pluralidad de generadores de energía renovable y un sistema de control para controlar la salida de corriente de la pluralidad de generadores de energía renovable, una red de conexión que incluye un transformador y que conecta esos generadores de energía renovable a un Punto de Interconexión (PdI) con el que la red de conexión está conectada a una red de distribución eléctrica externa, y medios de medición configurados para medir un nivel de tensión en el Punto de Interconexión y parámetros eléctricos de la red de conexión que comprenden la impedancia de la red de conexión y un nivel de tensión medido en un punto de la red de conexión entre un lado de baja tensión del transformador y los generadores de energía renovable.
El sistema de control está configurado para: generar, durante condiciones normales de funcionamiento, al menos un perfil de inyección de corriente basado en el nivel de tensión medido en el Punto de Interconexión, la impedancia de la red de conexión y un perfil de inyección predeterminado, en donde las condiciones normales de funcionamiento se dan cuando el nivel de tensión de la red de distribución eléctrica externa está dentro de una banda de funcionamiento normal; y hacer funcionar los generadores de energía renovable, durante un fallo de red de distribución, para emitir potencia de acuerdo con el perfil de inyección de corriente generado y el nivel de tensión medido en el punto de la red de conexión entre el lado de baja tensión del transformador y los generadores de energía renovable, de modo que el nivel de corriente inyectado por los generadores de energía renovable a la red de conexión dé como resultado que se cubra un valor de consigna de corriente en el Punto de Interconexión, en donde el fallo de red de distribución se da cuando el nivel de tensión de la red de distribución eléctrica externa está fuera de la banda de funcionamiento normal.
De acuerdo con otro aspecto de la invención, se proporciona un programa informático descargable desde una red de comunicaciones y/o almacenado en un medio legible por máquina, que comprende instrucciones de código de programa que, cuando se ejecutan en un ordenador, hacen que el ordenador implemente un método como el descrito anteriormente.
Breve descripción de los dibujos
A continuación, se describirán una o más realizaciones de la invención, solo a modo de ejemplo, con referencia a los dibujos adjuntos, en los que:
la figura 1 es una vista esquemática de una red eléctrica que incluye una central eléctrica eólica y una red de distribución principal de acuerdo con una realización de la invención;
la figura 2 es un gráfico que expone los requisitos del código de red de distribución para la corriente activa y la corriente reactiva en función de la tensión especificada para el Punto de Interconexión (PdI);
la figura 3 es un gráfico que expone la corriente activa y la corriente reactiva del PdI en función de la tensión en respuesta a los perfiles de inyección de la figura 2 que se implementan en cada generador de turbina eólica;
la figura 4 es un gráfico que expone la salida requerida de corriente activa y corriente reactiva para una impedancia dada entre el generador de turbina eólica y el PdI en función de la tensión en el terminal de un generador de turbina eólica para reproducir los perfiles mostrados en la figura 2 en el PdI;
las figuras 5a y 5b son diagramas de flujo de información entre elementos de la red eléctrica para un modo de tensión normal y un modo de subtensión respectivamente; y
la figura 6 es un diagrama de flujo que ilustra un proceso que rige el funcionamiento de una red eléctrica de acuerdo con una realización de la invención.
Descripción detallada
La figura 1 ilustra una arquitectura típica en la que una central eléctrica eólica (CEE) está conectada a una red de distribución de transmisión principal como parte de una red eléctrica más amplia. El ejemplo mostrado es solo representativo y el lector experto en la materia apreciará que son posibles otras arquitecturas específicas, en relación tanto con centrales eléctricas eólicas como con centrales eléctricas de otras fuentes de energía renovable. Por añadidura, el lector experto en la materia apreciará que los métodos, sistemas y técnicas que también se describen a continuación pueden ser aplicables a muchas configuraciones diferentes de redes eléctricas. Asimismo, los componentes de la central eléctrica eólica y la red eléctrica son convencionales y, como tales, resultarán familiares para el lector experto en la materia. En particular, mientras que una CEE se describe en el presente documento como que tiene una pluralidad de generadores de turbina eólica, se apreciará que también se puede considerar que la CEE comprenda equipos STATCOM, equipos de subestaciones, cables, controladores de central y otros componentes requeridos para conectar la CEE a una red de distribución principal.
La figura 1 muestra una red eléctrica 10 que incorpora una central eléctrica eólica (CEE) 12 que incluye una pluralidad de generadores de turbina eólica 14 (GTE), a menudo más comúnmente llamados "turbinas eólicas". Cada uno de la pluralidad de GTE 14 convierte la energía eólica en energía eléctrica, que se transfiere desde los GTE 14 a una red eléctrica de transmisión principal 16 o red de distribución principal, como corriente activa, para su distribución. Una red de conexión 17 se extiende entre la CEE 12 y la red de distribución principal 16.
Los GTE 14 generan tanto corriente activa como corriente reactiva. La red de distribución principal 16 a menudo tiene requisitos específicos de corriente activa y reactiva que la CEE 12 debe cumplir, y la salida de los GTE 14 puede cambiarse para que se ajuste a estos requisitos en tiempo real. En particular, los requisitos de la red de distribución especifican los niveles de corriente requeridos para soportar los niveles de tensión de la red de distribución principal 16 durante un fallo de red de distribución, y la salida de los GTE 14 puede manipularse para cubrirlos. El método y el sistema descritos en el presente documento de acuerdo con las realizaciones de la invención actúan para asegurar que la salida de los GTE 14, y por ende de la CEE 12, sea suficiente para superar las impedancias en el sistema 10 entre la red de distribución 16 y los GTE 14 y para suministrar una cantidad requerida y correcta de corriente según sea necesario. El método y el sistema implementan un control de la tensión de alimentación directa que puede aplicarse a cualquier central o red eléctrica de energía renovable, y que asegura que los requisitos de corriente activa y reactiva se cubran inmediatamente durante un fallo. La implementación de tal control de la tensión de alimentación directa asegura que no se requiera realizar cálculos complejos en ningún momento para asegurar el cumplimiento de la CEE 12.
Volviendo a la figura 1, cada uno de los GTE 14 de la CEE 12 está conectado a una red de distribución local (no mostrada) que vincula los GTE 14. La CEE 12 está, a su vez, adecuadamente conectada a un bus colector 18 a través de una línea de alimentación 20. El bus colector 18 puede estar a un nivel de tensión intermedio que es adecuado para la transmisión eléctrica a una distancia relativamente corta, por ejemplo, en la región de 10 kV a 36 kV. El bus colector 18 también puede proporcionar un punto de acoplamiento común (PAC) para una pluralidad de centrales eléctricas eólicas, aunque, aquí solo se muestra una única CEE 12 por simplicidad.
El bus colector 18 está conectado a un transformador elevador principal 22 mediante una línea de transmisión 24. El transformador principal 22 está, a su vez, conectado a la red de distribución principal 16 en un Punto de Interconexión (PdI) 26 mediante otra línea de transmisión 28. El PdI 26 es una interfaz entre la CEE 12 y la red de distribución principal 16, de modo que la red de conexión 17 se extiende entre la CEE 12 y el PdI 26, conectando así la CEE 12 a la red de distribución principal 16. Se apreciará que pueden incluirse más transformadores dentro de la red de conexión 17 según se requiera.
Si bien se puede requerir que el bus colector 18 abarque distancias de hasta aproximadamente 100 km, la red de distribución principal 16 puede ser una red de distribución internacional, nacional o regional, como la Red de distribución nacional de Gran Bretaña, por ejemplo, y por lo tanto se puede requerir que abarque distancias de hasta aproximadamente 250 km o más. En consecuencia, el nivel de tensión de la red de distribución principal 16 puede ser mucho mayor que el nivel de tensión del bus colector 18 para mejorar la eficacia de la transmisión.
En lo sucesivo en el presente documento, debe suponerse que las referencias a los componentes que se conectan o a las conexiones entre componentes comprenden líneas de alimentación o de transmisión adecuadas, como se ha descrito anteriormente, a menos que se indique lo contrario.
Un controlador de central eléctrica (CCE) 32 está conectado a la red eléctrica 10 en un Punto de Medición (PdM) 34 y también está conectado directamente a la CEE 12. La función del CCE 32 es actuar como interfaz de comando y control entre la CEE 12 y un operador de red de distribución o un operador de sistema de transmisión (OST) 36. El OST 36 se encarga de indicar las necesidades y requisitos de la red de distribución principal 16 al CCE 32. El CCE 32, en su función de interfaz de comando y control, interpreta las demandas de entrega de potencia que le solicita el OST 36 y gestiona las turbinas eólicas 14 de la CEE 12 para satisfacer esos requisitos, al tiempo que tiene en cuenta otros factores operativos como los fallos de red de distribución y los cambios repentinos en la salida o la tensión de red de distribución medida.
El CCE 32 es un sistema informático adecuado para llevar a cabo los controles y comandos descritos anteriormente, por lo que incorpora al menos un módulo de procesamiento 38, un módulo de conectividad 40, un módulo de memoria 42 y un módulo de detección 44.
Para monitorizar y regular la salida de la CEE 12 e interpretar las demandas de potencia correctamente, el CCE 32 está conectado a la línea de transmisión 28 entre el transformador principal 22 y el PdI 26 en el PdM 34. El CCE 32 está equipado para medir una variedad de parámetros, incluida una potencia de salida representativa que será suministrada a la red de distribución principal 16 en el PdI 26 por la CEE 12. Como el PdM 34 no está en el PdI 26, los parámetros medidos son solo representativos, ya que las pérdidas en las líneas entre el PdM 34 y el PdI 26, y entre el PdM 34 y el CCE 32, pueden tener un efecto en las mediciones. Puede tener lugar una compensación adecuada para tener en cuenta las pérdidas para asegurar que las mediciones sean exactas.
Por añadidura, el CCE 32 mide parámetros de la potencia de salida como la frecuencia y la tensión, así como el intercambio de corriente reactiva entre la CEE 12 y la red de distribución principal 16 y el nivel de tensión de la red de distribución principal 16. El CCE 32 compara los parámetros medidos con los requisitos específicos de la red de distribución y comunica los comandos de control a los componentes específicos de la CEE 12 en consecuencia. La CEE 12 es capaz de alterar su salida de corriente reactiva en reacción a los comandos recibidos del CCE 32.
El CCE 32 comunica comandos de control a las turbinas 14 de manera adecuada. Se observará que la figura 1 es una vista esquemática, por lo que no se representa explícitamente la forma en la que se transfieren los comandos de control a las turbinas 14. Sin embargo, se apreciará que puede proporcionarse un cableado adecuado para interconectar el CCE 32 y las turbinas 14. Las interconexiones pueden ser conexiones directas o 'punto a punto', o pueden ser parte de una red de área local (RAL) que funcione bajo un protocolo adecuado (bus-CAN o Ethernet, por ejemplo). Además, debe apreciarse que, en lugar de usar cableado, los comandos de control pueden transmitirse de forma inalámbrica a través de una red inalámbrica adecuada, por ejemplo, funcionando bajo las normas WiFi™ o ZigBee™ (IEEE802.11 y 802.15.4 respectivamente).
El diagrama de la figura 1 solo debe tomarse como una representación de una red eléctrica. Se conocen configuraciones alternativas de la red eléctrica y de las centrales eléctricas y se espera que puedan incorporarse otros componentes conocidos además de o como alternativas a los componentes mostrados y descritos en la figura 1. Tales cambios estarían dentro de las capacidades del experto en la materia. Por ejemplo, se esperaría que se incorporaran subestaciones o transformadores adicionales en la central eléctrica eólica dependiendo del número de turbinas incluidas en la pluralidad de turbinas eólicas.
En algunas realizaciones, el PdM 34 puede estar situado en una posición diferente en el sistema, de modo que los parámetros medidos por el CCE 32 no son representativos de los valores reales de esos parámetros en el PdI 26 y los valores pueden diferir. En este caso, puede aplicarse un factor de corrección a las mediciones para ajustar la posición diferente del PdM 34 en relación con el PdI 26. Por lo tanto, no importa dónde esté ubicado el PdM 34 con relación al PdI 26, siempre que haya un factor de corrección predeterminado. Por lo tanto, la tensión medida puede ser indicativa de, o estar asociada con, la tensión en el punto de interconexión, incluso si la tensión no se mide directamente en esa ubicación.
Para los fines de la presente solicitud, se supone que el PdM 34 está en la misma ubicación que el PdI 26, y las referencias posteriores a las mediciones solo se harán con referencia al PdI 26. Se apreciará, como se ha analizado anteriormente, que el PdM 34 puede situarse en una posición diferente y la diferencia de magnitud de cada medición debida a esta posición diferente puede tenerse en cuenta con un factor de corrección sin afectar al funcionamiento del sistema.
Como se ha descrito anteriormente, la CEE 12 debe cumplir con un conjunto de requisitos de red de distribución específicos para la red de distribución principal 16. En particular, el funcionamiento del CCE 32 y de la CEE 12 en reacción a un fallo de red de distribución es especialmente importante. La reacción a un fallo de red de distribución requiere un control cuidadoso tanto de la tensión como de la potencia de salida para, en primer lugar, alcanzar los requisitos de la red de distribución y, en segundo lugar, para soportar a la red de distribución 16 para permitir una recuperación eficaz a los niveles de tensión de funcionamiento normales.
Tal y como entenderá el experto en la materia, un fallo de red de distribución, o un evento de fallo de red de distribución, generalmente se define como un período en el que el nivel de tensión de la red de distribución 16 o de la red eléctrica más amplia cae a un nivel fuera de los márgenes de tensión operacionales normales y aceptados. Durante un fallo de red de distribución en el que los niveles de tensión de la red de distribución caen por debajo de los umbrales predefinidos, la CEE 12 funciona en un modo de subtensión, tal como un modo de mantenimiento de conexión en caso de subtensión (UVRT, por sus siglas en inglés, under-voltage ride through), para evitar la desconexión de la CEE 12 de la red de distribución 16 y para soportar a la red de distribución 16 durante todo el fallo (el mantenimiento de conexión en caso de subtensión también se conoce mantenimiento de conexión en caso de baja tensión). En el modo de subtensión, la CEE 12 soporta a la red de distribución 16 durante el fallo suministrando corriente reactiva para fomentar una elevación de los niveles de tensión. Se requiere que la CEE 12 suministre corriente reactiva hasta que los niveles de tensión hayan regresado a niveles que están dentro de una banda de tensión de funcionamiento normal. En muchas circunstancias, esta banda de funcionamiento se encuentra entre niveles de tensión de 0,9 por unidad (pu) de tensión y 1,1 pu de tensión.
La CEE 12 puede experimentar alternativamente un fallo de red de distribución en el que los niveles de tensión de la red de distribución se elevan por encima de los niveles operacionales normales, y la CEE 12 puede funcionar en un modo de sobretensión, tal como un modo de mantenimiento de conexión en caso de sobretensión (OVRT, por sus siglas en inglés, over-voltage ride through), en estas situaciones. Las situaciones de subtensión se analizan a lo largo de esta memoria descriptiva, pero se apreciará que los principios son igualmente aplicables a las situaciones de sobretensión.
Tal y como entendería el experto en la materia, la tensión por unidad es una expresión de la tensión con respecto a un valor base que se usa como referencia. De manera similar, la corriente activa por unidad o la corriente reactiva por unidad es una expresión de la potencia/corriente con respecto a un valor base de referencia. El uso de un sistema por unidad permite la normalización de valores a través de los transformadores y otros componentes que pueden cambiar el valor en un orden de magnitud.
Cuando funcionan en el modo de subtensión, los GTE 14 de la CEE 12 actúan de forma autónoma y son controlados por los controladores de GTE 15 en lugar de ser controlados por el CCE 32 como sucedería normalmente en los modos de tensión normal. Los GTE 14 son controlados para emitir corriente activa y reactiva basándose en los niveles de tensión medidos en una posición predeterminada. Por ejemplo, la medición puede realizarse a través de los terminales individuales de los GTE 14 o en un punto de la red de conexión 17 en el lado de baja tensión 23 del transformador 22, donde el lado de baja tensión 23 del transformador 22 se extiende entre la CEE 12 y el transformador 22. Sin embargo, los requisitos de la red de distribución para corriente activa y reactiva se especifican en el PdI 26, y no para los GTE 14 individuales. Como la red colectora 17 tiene una impedancia asociada, existe una diferencia entre la salida de corriente activa o reactiva medida a través del terminal de cada GTE 14 y la salida medida en el Pdl 26.
En el gráfico 200 de la figura 2 se muestran ejemplos de requisitos de código de red de distribución de corriente activa y corriente reactiva, que deben cubrirse en el PdI 26. En la figura 2, puede verse que el requisito de la red de distribución para la salida de corriente activa, cuya línea está denominada como 'lactiva', en el PdI 26 es 1 pu de corriente activa en todos los niveles de tensión entre 0,05 pu y 0,9 pu de tensión. La figura 2 también ilustra que los requisitos de la red de distribución para el nivel de salida de corriente reactiva en el PdI 26, denominado como 'lreactiva', adoptan una relación lineal entre 0,8 pu de corriente reactiva a 0,2 pu de tensión y 0,1 pu de corriente reactiva a 0,9 pu de tensión, y entre 0,8 pu y 0,85 pu de corriente reactiva a niveles de tensión por debajo de 0,2 pu de tensión.
Ya se ha analizado que las redes colectoras 17 y, más en general, todos los componentes usados en los sistemas eléctricos, tienen una impedancia asociada. La consecuencia de esta impedancia es que la corriente activa o reactiva inyectada en un punto de la red eléctrica no se replicará en otro punto de la red eléctrica, sino que, de hecho, se verá alterada. La impedancia del sistema da como resultado cambios en los niveles de corriente activa y reactiva en diferentes puntos de la red. Por lo que, si un operador controlara un GTE 14 para emitir corriente activa y corriente reactiva de acuerdo con los requisitos del código de red de distribución de la figura 2, sin considerar la impedancia del sistema, las salidas serían muy diferentes en otras partes de la red 10. Si bien la salida en el terminal del GTE reflejaría el gráfico mostrado en la figura 2, la impedancia de la red colectora 17 dará como resultado perfiles de corriente activa y reactiva muy diferentes en el PdI 26. El gráfico 300 de la figura 3 ilustra un ejemplo de este escenario.
En el gráfico 300 de la figura 3, puede verse que el nivel de corriente activa logrado en el PdI 26 está muy por encima de los niveles requeridos, variando sustancialmente entre 0,2 y 0,9 pu de tensión. También puede verse, que por debajo de 0,2 pu de tensión, los niveles de salida de corriente activa del GTE 14 darían como resultado el incumplimiento de la CEE 12 en el PdI 26. La figura 3 también muestra que la corriente reactiva en el PdI 26 no cumpliría en todos los niveles de tensión.
Por lo tanto, para cumplir en el PdI 26, los perfiles de inyección de GTE durante los fallos de red de distribución deben ser muy diferentes. La figura 4 muestra un gráfico 400 de ejemplo que ilustra perfiles típicos de inyección de GTE de corriente activa (lactiva) y corriente reactiva (Ireactiva). La implementación de estos perfiles en los GTE 14 daría como resultado niveles de corriente activa y reactiva que cumplen en el PdI 26 para una red en particular. En la figura 4 también se muestra la corriente total (lactiva+Ireactiva) suministrada por el GTE en cada nivel de tensión, así como las líneas de tendencia, A y B, que se analizarán más adelante. Si bien la figura 4 solo muestra valores superiores a 0,3 pu de tensión, se apreciará que el perfil de inyección puede calcularse por debajo de este valor.
Usando los perfiles de la figura 4, para lograr el cumplimiento en el PdI 26 realizando un nivel de salida de corriente activa de 1 pu de corriente activa en todas las tensiones en el PdI 26, el GTE 14 debe producir una cantidad variable de corriente activa que aumenta al aumentar la tensión. Por ejemplo, para la red en particular en la que se basan los valores de la figura 4, si la tensión medida es de 0,4 pu de tensión, el nivel de corriente activa del requisito de la red de distribución es de 1 pu de corriente activa, y para lograr este nivel, la corriente activa de salida del GTE 14 debe ser de 0,5 pu de corriente activa.
También debe considerarse que al mismo tiempo que emite 0,5 pu de corriente activa, se requiere que el GTE 14 produzca 1,2 pu de corriente reactiva para una tensión medida de 0,4 pu de tensión.
De manera similar, en la figura 2 se muestra que, para lograr el cumplimiento del nivel de salida de corriente reactiva en el PdI 26, existe un requisito lineal entre 0,8 pu de corriente reactiva a 0,2 pu de tensión y 0,1 pu de corriente reactiva a 0,9 pu de tensión. En la figura 4 se muestran los requisitos del GTE para la red en particular, incluido un perfil de inyección lineal correspondiente que se extiende entre aproximadamente 1,3 pu y 0,3 pu de corriente reactiva para niveles de tensión entre 0,3 pu y 0,95 pu de tensión. Para un nivel de tensión medida de 0,4 pu de tensión, el nivel de corriente reactiva requerido por los requisitos de la red de distribución es de 0,6 pu de corriente reactiva y, de acuerdo con la figura 4, el GTE 14 debe suministrar 1,2 pu de corriente reactiva.
El cumplimiento en términos de los requisitos de la red de distribución se logra mediante una combinación de inyección de corriente reactiva y activa. La corriente reactiva inyectada por cada GTE 14 de la CEE 12 eleva el nivel de tensión en el terminal de ese GTE 14.
Se apreciará que los perfiles de inyección ilustrados en la figura 4 son solo a título de ejemplo, y en realidad, las redes colectoras 17 entre el PdI 26 y los GTE 14s para diferentes sistemas pueden variar mucho dependiendo del tipo de componentes incorporados en la red, el tipo de interconexión entre la red de distribución 16 y la CEE 12, la calidad de los componentes incorporados, la calidad de la potencia incorporada, la antigüedad de la red y el tipo de red de distribución. Por tanto, la impedancia de la red colectora 17 puede variar, y esto daría como resultado diferentes perfiles de inyección. Es útil, por lo tanto, tener un perfil de inyección variable, como se analiza a continuación.
Para lograr los niveles correctos en el PdI 26 de acuerdo con el código de red de distribución, la práctica convencional es realizar simulaciones del funcionamiento de una CEE y una red colectora 17 antes de la instalación de esa CEE y red colectora 17, y usar los resultados de estas simulaciones para especificar un único parámetro de factor K para la CEE. Este factor K se refiere solamente a la corriente reactiva y especifica la relación entre la potencia reactiva y la tensión. El factor K está permanentemente programado en los modos de funcionamiento de los controladores de GTE de la CEE, de modo que, durante un fallo de red de distribución, la potencia reactiva inyectada estará de acuerdo con un perfil predeterminado que se usará independientemente de los cambios en la red de conexión 17. Dicho de otra forma, no hay adaptación de los perfiles de inyección y mucho menos adaptación automática.
En estas situaciones convencionales, si los niveles de salida del GTE calculados para cubrir los requisitos de la red de distribución son incorrectos, la salida en el PdI 26 no llegará a los niveles especificados por los requisitos de la red de distribución, por lo que la CEE 12 puede no soportar a la red de distribución 16 satisfactoriamente durante el fallo. Esto puede dar como resultado un hueco de tensión más profundo o una duración prolongada del fallo y que no se contrarreste.
Para asegurar que en el modo de subtensión los GTE 14 funcionen para soportar la red de distribución 16 de manera suficiente, puede implementarse un método de control de acuerdo con la invención, en el que los niveles de corriente reactiva y activa en el PdI 26 cumplen continuamente con los requisitos del código de red de distribución usando un control de la tensión de alimentación directa para alterar los perfiles de inyección basándose en las mediciones realizadas en relación con el estado de la red conectora. El método de control de la invención da como resultado una adaptación automática a los cambios en la red colectora 17 de la red 10, así como a otros cambios que puedan afectar el cumplimiento de la CEE 12. Por otro lado, el método de control asegura el cumplimiento inmediato, proporcionando una ventaja adicional sobre otros métodos de control.
Las figuras 5a y 5b muestran diagramas de flujo de información 500, 550 entre componentes de la red eléctrica 10 en modo de tensión normal y en modo de subtensión respectivamente. Estos diagramas demuestran ejemplos de flujos de datos o información de acuerdo con una realización de la invención. La figura 6 muestra un ejemplo de método de control 600 de acuerdo con una realización de la invención. El método de control 600 gobierna el funcionamiento de la red eléctrica 10 para asegurar que se logre el cumplimiento durante un fallo de red de distribución. Los diagramas de flujo 500, 550 y el método 600 son aplicables tanto a la inyección de corriente y potencia reactiva como a la inyección de corriente y potencia activa, y serían sustancialmente iguales para cada inyección de corriente y potencia reactiva y activa. El método se implementaría tanto para la inyección de corriente reactiva como activa durante un fallo, para asegurar el pleno cumplimiento de los requisitos por parte de la CEE. Sin embargo, para mayor claridad, solo se discutirán la potencia y la corriente activas en relación con estas figuras.
Centrándonos inicialmente en la figura 5a, se muestra la comunicación de información entre el OST 36, la CEE 32, el controlador de GTE 15 y el GTE 14 cuando la CEE 12 está funcionando de acuerdo con un modo de tensión normal. También se apreciará que en las figuras 5a y 5b solo se muestran las comunicaciones entre los componentes que son pertinentes para la invención, para no perjudicar la claridad de las figuras.
El término "modo de tensión normal" se usa a lo largo de esta memoria descriptiva para designar el modo y los protocolos de acuerdo con los cuales funciona cada GTE 14 cuando se considera que los niveles de tensión están dentro de su "banda de funcionamiento normal". Como se ha analizado anteriormente, esta banda está habitualmente entre 0,9 pu de tensión y 1,1 pu de tensión en el terminal de los GTE 14, aunque esta banda puede ser variable y medirse desde una ubicación alternativa, como el PdI. Cuando los GTE 14 funcionan de acuerdo con el modo de tensión normal, el nivel de tensión de la red de distribución 16 está dentro de esta banda de funcionamiento normal, y los valores de consigna de la corriente activa y de la corriente reactiva son especificados por el OST 36, comunicando el CCE 32 los valores de referencia de la corriente activa a los GTE 14 a través de los controladores de GTE 15.
En la figura 5a, se muestra el flujo de información convencional relativo a la generación de potencia activa en condiciones normales de tensión, así como el nuevo flujo de información relativo a la generación de referencias de corriente activa en el modo de mantenimiento de conexión en caso de subtensión.
El flujo de información convencional comprende que el OST 36 comunique al menos un valor de consigna de potencia activa, Pcon, al CCE 32 y que el CCE 32 formule una pluralidad de valores de referencia de potencia activa, Pref, basados en el valor Pcon. El valor de Pcon comunicado por el OST 36 es el nivel de inyección de corriente activa requerido por la red de distribución 16, esperándose que cada central eléctrica conectada a la red de distribución 16 suministre corriente activa a ese nivel. Los valores de Pref son establecidos por el CCE 32 como niveles a cubrir por cada GTE 14. La salida de corriente activa de los GTE 14 de acuerdo con los valores de Pref especificados por el CCE dará como resultado que el nivel de potencia activa en el PdI 26 sea igual a Pcon. Una vez que los valores de Pref han sido generados por el CCE 32, se distribuyen, a través de los controladores de GTE 15, a los GTE 14 individuales. Los GTE 14 entonces generan y emiten potencia activa, P, a un nivel igual o similar a los valores de Pref.
Los valores de Pref distribuidos por el CCE 32 pueden ser los mismos para cada GTE 14 o diferentes, dependiendo del método de control empleado por el CCE 32, y el CCE 32 puede usar las mediciones para refinar los valores de Pref para acercar la salida de los GTE 14 al Pcon.
Como parte del flujo convencional, también puede verse en la figura 5a que el CCE 32 también monitoriza parámetros en el PdM 34, como un nivel de salida de potencia activa medido, Pmed, en el PdM 34. El nivel de salida de potencia activa medido se usa como parte de un circuito cerrado para actualizar continuamente los valores de Pref para asegurar que Pmed está en línea con Pcon. Al menos algunos de los parámetros monitorizados por el CCE 32 se utilizan en el nuevo flujo de información para actualizar un perfil de inyección preprogramado, en forma de función de tensión, generando así un nuevo perfil de inyección para la inyección de corriente activa durante un fallo de red de distribución.
Los parámetros mostrados en la figura 5a son el nivel de tensión de la red de distribución, Ured de distribución, y la impedancia de la red colectora, Z, y estos pueden monitorizarse directa o indirectamente. La función de tensión, indicada aquí como Fn(U), es una función de tensión predeterminada cuya salida es un perfil de inyección de corriente activa para uso de los GTE 14 durante un fallo de red de distribución. La función requiere una única variable de entrada de nivel de tensión en una posición conocida en la red conectora 17, como el terminal del GTE o el punto en el lado de baja tensión 23 del transformador 22. La función también incluye una pluralidad de ponderaciones que se ajustan a un estado anterior de la red conectora 17 en un momento dado, tn, de modo que la entrada del nivel de tensión en el modo de subtensión da como resultado una salida de corriente activa de la CEE 12 que se traduce en el cumplimiento de los requisitos del código de red de distribución en el PdI 26.
La función de tensión está preprogramada dentro del CCE 32 y se actualiza sobre la base de los parámetros monitorizados para dar como resultado un nuevo perfil de inyección, nuevamente en forma de una función de tensión. Esta nueva función de tensión está denominada como Fn+i(U). La función preprogramada, Fn(U), está preprogramada en el CCE 32 antes de que comience a funcionar la CEE 12, o preprogramada en el sentido de que es una iteración previa de la función de tensión que se ha usado previamente como Fn+i(U).
La función preprogramada Fn(U) puede considerarse como una función de tensión que se ajusta a la red conectora 17 en el momento tn, y sería suficiente para proporcionar cumplimiento si se produjera un fallo de red de distribución en ese momento dado. La nueva función de tensión Fn+i(U) es una actualización de Fn(U) para un momento posterior tn+i, y se ajusta a la red conectora 17 en ese momento posterior. La actualización aplicada a la función preprogramada tiene en cuenta los cambios en la red conectora 17 que pueden afectar al cumplimiento de los GTE 14 si se controlan de acuerdo con la función anterior. Por lo tanto, este método de funcionamiento da como resultado un control de la tensión de alimentación directa que se adapta a los cambios en la red conectora actualizando iterativamente una función de tensión preprogramada de acuerdo con los parámetros medidos.
Habiendo generado una función de tensión actualizada, el CCE 32 comunica la función a los controladores de GTE 15 individuales. Los controladores de GTE 15 almacenan la función actualizada, sobrescribiendo la iteración almacenada anterior.
Aunque no se muestra en la figura 5a, una vez que se calcula una función actualizada Fn+i(U), también se almacena dentro del CCE 32 como Fn(U), para que posteriormente puedan realizarse más actualizaciones en iteraciones posteriores del método.
Los dos flujos mostrados en el diagrama 500 de la figura 5a, es decir, el flujo de emisión de potencia activa y el flujo de generación de perfiles de inyección que se usarán en respuesta a un fallo, se realizan de forma continua o a intervalos predeterminados, de modo que cualquier alteración en la condición de la red de distribución 16 o la red de conexión 17 se tienen en cuenta y no darán como resultado el incumplimiento. Al actualizar continuamente los perfiles de inyección, los cambios en la red de conexión, como la sustitución de un transformado, la retirada de componentes de la red para su mantenimiento o el traslado de un punto de conexión a una subestación diferente, se tendrán en cuenta para que la inyección de corriente activa durante un fallo de red de distribución cumpla.
Aunque en el análisis anterior solo se distribuye una función de tensión a los controladores de GTE, se apreciará que también es posible distribuir funciones específicas de GTE a controladores de GTE individuales para tener en cuenta las diferencias en la red de distribución local a la que se conectan inicialmente los GTE. Esto es particularmente útil en CEE ampliamente distribuidas, para que las diferencias de impedancia se tengan en cuenta en toda la red colectora.
Las funciones de ejemplo se muestran en la figura 4 mediante las líneas de tendencia A, B. La línea de tendencia A es el resultado de una función generada para la red para asegurar el cumplimiento de los requisitos de corriente activa en el PdI 26 y corresponde a un polinomio de tercer orden que tiene la ecuación:
y = 3,0176x3 - 7,5368x2 6,698x - 1,1863
De manera similar, la línea de tendencia B es una función lineal que corresponde a la curva de cumplimiento para la corriente reactiva. La línea de tendencia B está caracterizada por la ecuación:
z = -1,6032x+ 1,8179
En estas ecuaciones, y corresponde a la salida de corriente activa, z a la salida de corriente reactiva, mientras que x es el nivel de tensión, cada uno expresado como valores por unidad.
Por lo que, al generar una nueva función de acuerdo con el método descrito en el presente documento, un CCE 32 actualizaría las ponderaciones de la primera ecuación para ajustarse a cualquier cambio en los valores medidos de los parámetros monitorizados. En algunas realizaciones, puede haber una relación directa entre el cambio de un valor particular y el cambio en cada una de las ponderaciones dentro de la ecuación. En realizaciones alternativas, el cambio puede usarse para actualizar un modelo, o en algunas realizaciones, las ponderaciones pueden recalcularse completamente sobre la base de un nuevo valor.
Asimismo, se emplean varios parámetros monitorizados diferentes para alterar las ponderaciones, y en ejemplos fuera del alcance de la invención, las ponderaciones pueden basarse en un solo parámetro, como el valor de la impedancia o el ángulo de la impedancia, o en realizaciones se basan en una pluralidad de parámetros. En algunas realizaciones, puede usarse una pluralidad de parámetros para calcular un parámetro adicional en el que se basan las ponderaciones. Por ejemplo, si no es posible medir la impedancia de la red de conexión 17 directamente, entonces puede realizarse un cálculo de la impedancia basado en la corriente activa y reactiva en el PdI 26 y la suma de la corriente activa y reactiva medida en un punto cercano a los GTE 14, por ejemplo, en el lado de baja tensión del transformador 22.
En una realización, las ponderaciones pueden calcularse inicialmente usando el siguiente método.
Inicialmente, el gráfico 200 mostrado en la figura 2 tanto para lactiva como para Ireactiva se genera como un vector, IPdI.
Se supone entonces que, o bien la tensión en el PdI no tiene ángulo, o bien lo tiene y el nivel de tensión en el PdI, UPdI, puede usarse como referencia.
La caída de tensión, Uz , debe calcularse entonces a través de la impedancia, Z, para la corriente dada, IPdI, usando:
Uz = ¡pdi * z
Se calcula un vector, Ug t e , para la tensión en el terminal del GTE basado en la suma de Uz y UPdI.
Se calcula una potencia aparente en los terminales de los GTE, Sg t e , donde Sg t e , es el producto del vector de tensión del terminal del GTE y el conjugado de lPdI. Mostrado de otra forma:
SGte = ^ gte * Ipdi
Suponiendo que la tensión en el terminal del GTE, visto desde el GTE, tiene un ángulo de cero, los valores de lactiva e Ireactiva pueden calcularse como:
Figure imgf000010_0001
y
_ Imag(SGTE)
¡reactiva abs(UGTE)
Las etapas finales requieren trazar cada uno de lactiva e Ireactiva contra Ug t e y generar una curva para cada uno, habitualmente una estimación de 3er orden para lactiva y una estimación lineal para Ireactiva y emitir las ponderaciones requeridas para cada una de estas curvas. Se apreciará que pueden usarse otras estimaciones.
Tras la determinación de estos valores, los cambios en los valores pueden ser utilizados para actualizar rápidamente la iteración anterior de la función para generar una nueva función.
Volviendo ahora a la figura 5b, se muestra el funcionamiento del OST 36, el CCE 32, el controlador de GTE 15 y el GTE 14 durante un modo de subtensión. En este modo, los GTE 14 de la CEE 12 actúan de forma autónoma y son controlados por los controladores de GTE 15 en lugar de ser controlados por el CCE 32 como sucede en el modo de tensión normal. Los GTE 14 son controlados por sus controladores de GTE 15 para generar corriente activa y reactiva basándose en los niveles de tensión medidos a través de sus terminales individuales, Uterminal, o basándose en las mediciones de tensión en un punto de la red de conexión 17 en el lado de baja tensión 23 del transformador 22, Utrafo.
En respuesta al modo de subtensión, cada controlador de GTE 15 controla su GTE 14 de acuerdo con la función de perfil de inyección, aquí denominada F(U), que fue generada por el CCE 32 durante el modo de tensión normal. Usando la función, y el nivel de tensión medido Uterminal o Utrafo, los valores de referencia de corriente activa, lactiva_ref, son generados por el controlador de GTE 15 para comunicárselos al GTE 14, que a su vez emite corriente activa, Iactiva, de acuerdo con los valores de Iactiva_ref.
Por lo tanto, el GTE 14 funciona de acuerdo con un perfil de inyección establecido durante todo el fallo y mientras el modo de subtensión esté activo. El perfil de inyección, cuyo ejemplo ya se ha analizado en relación con la figura 4, depende solamente del nivel de tensión medido en el terminal de un GTE 14 o del transformador 22. Una vez que se elimina el fallo, se termina el modo de subtensión, y el sistema vuelve a su modo de tensión normal, la actualización de los perfiles de inyección continúa, y los valores de Pref son suministrados por el CCE 32 nuevamente, como se muestra en la figura 5a.
El funcionamiento de los GTE 14 puede expresarse como un método 600, como se muestra en la figura 6. El método 600 de la figura 6 es solo un método mediante el cual pueden implementarse los modos anteriores, y el experto en la materia comprenderá fácilmente que el funcionamiento del CCE 32 para actualizar un perfil de inyección de corriente activa o reactiva de acuerdo con los parámetros medidos en un modo de tensión normal, y la implementación de esos perfiles durante un modo de subtensión por parte de un controlador de GTE 15 puede realizarse de muchas maneras diferentes. En algunas realizaciones alternativas, el orden de las etapas del método de la figura 6 puede cambiarse o alterarse.
En la primera etapa del método 600, se establece un perfil por defecto 602 para la inyección de corriente activa o reactiva. Esta etapa corresponde a la actualización del perfil de función/inyección mostrado en la figura 5a. Como se ha analizado en relación con esa figura, el perfil por defecto puede ser un perfil estimado previo a la instalación, o el perfil de inyección generado más recientemente.
En cualquier caso, una vez establecido el perfil por defecto 602, se monitorizan los parámetros eléctricos de la red de distribución 16 y de la red de conexión 604. Por ejemplo, puede monitorizarse la tensión de la red de distribución 16 y la impedancia de la red de conexión 17.
Habiendo medido/monitorizado 604 el nivel de tensión, se realiza una comprobación 606, en la que se determina si los niveles de tensión se han desviado de los márgenes normales de funcionamiento. Si el nivel de tensión está dentro de los márgenes normales de funcionamiento, aquí dados sus valores convencionales de 0,9 pu y 1,1 pu, entonces la CEE 12, y lo que es más importante, los GTE 14 funcionan 608 en el modo de tensión normal.
Como se ha analizado anteriormente, en el modo de tensión normal, el CCE 32, usando los parámetros monitorizados y el perfil por defecto previamente establecido, genera 610 un nuevo perfil de inyección para la inyección de corriente activa y/o reactiva. Una vez generado este nuevo perfil de inyección 610, se comunica 612 a los controladores de GTE 15 individuales. Es probable que cada controlador de GTE 15 reciba un perfil de inyección que le sea específico debido a los cambios de impedancia introducidos por la red de distribución local a la que están conectados los GTE 14 de la CEE 12.
Habiendo comunicado 612 los nuevos perfiles a los controladores de GTE 15 individuales, se actualiza, es decir, se establece 602, el perfil por defecto del CCE 32, y el método 600 comienza de nuevo.
Sin embargo, si durante la etapa de comprobación de tensión 606, se determina que se ha producido una desviación de la tensión, y como tal se ha producido un fallo, entonces se entra en un modo de subtensión 614 en el que cada GTE 14 actúa de forma autónoma respecto al CCE 32. En este modo de subtensión, los GTE 14 funcionan 616 de acuerdo con el perfil de inyección recibido más recientemente. Mientras continúa el fallo, el método 600 vuelve a la etapa de monitorización 604, y se monitorizan los parámetros. El modo de subtensión se termina solo cuando la tensión vuelve a sus límites ordinarios.
En algunas realizaciones, la terminación del modo de subtensión puede depender de una condición de salida alternativa, distinta del nivel de tensión.
En algunas realizaciones, los generadores de energía renovable alternativos o una central eléctrica híbrida pueden funcionar de acuerdo con los métodos descritos en el presente documento.
Pueden hacerse muchas modificaciones a los ejemplos anteriores sin apartarse del alcance de la presente invención como se define en las reivindicaciones adjuntas.

Claims (12)

REIVINDICACIONES
1. Un método para controlar un generador de energía renovable (14), estando conectado el generador de energía renovable (14) a un Punto de Interconexión (26) de una red de distribución eléctrica externa (16) mediante una red de conexión (17), en donde la red de conexión (17) incluye un transformador (22), comprendiendo el método: monitorizar parámetros de la red de conexión (17) y el nivel de tensión en el Punto de Interconexión (26), en donde los parámetros comprenden la impedancia (Z) de la red de conexión (17) y un nivel de tensión medido en un punto de la red de conexión (17) entre un lado de baja tensión del transformador (22) y el generador de energía renovable (14); caracterizado por generar, durante condiciones normales de funcionamiento, al menos un perfil de inyección de corriente basado en el nivel de tensión monitorizado en el Punto de Interconexión (26), la impedancia (Z) de la red de conexión (17) y un perfil de inyección predeterminado, en donde las condiciones normales de funcionamiento se dan cuando el nivel de tensión de la red de distribución eléctrica externa (16) está dentro de una banda de funcionamiento normal; y
hacer funcionar el generador de energía renovable (14), durante un fallo de red de distribución, para emitir corriente de acuerdo con el perfil de inyección de corriente generado y el nivel de tensión medido en el punto de la red de conexión (17) entre el lado de baja tensión del transformador (22) y el generador de energía renovable, a fin de lograr un valor de consigna de corriente en el Punto de Interconexión (26), en donde el fallo de red de distribución se da cuando el nivel de tensión de la red de distribución eléctrica externa (16) está fuera de la banda de funcionamiento normal.
2. El método de la reivindicación 1, en donde generar, durante condiciones normales de funcionamiento, al menos un perfil de inyección de corriente comprende calcular una función de tensión.
3. El método de la reivindicación 2, en donde la función de tensión comprende al menos una ponderación y requiere una entrada de tensión medida en el punto entre el generador de energía renovable (14) y el lado de baja tensión del transformador (22) de la red de conexión (17) solamente.
4. El método de la reivindicación 2 o la reivindicación 3, en donde el perfil de inyección de corriente es un perfil de inyección de corriente activa, y en donde la función de tensión es un polinomio de tercer orden.
5. El método de la reivindicación 2 o la reivindicación 3, en donde el perfil de inyección de corriente es un perfil de inyección de corriente reactiva, y en donde la función de tensión es un polinomio de primer orden.
6. El método de cualquier reivindicación anterior, en donde el perfil de inyección predeterminado del que el al menos un perfil de inyección de corriente es una iteración anterior del perfil de inyección de corriente.
7. El método de la reivindicación 6, en donde la etapa de generar, durante condiciones normales de funcionamiento, al menos un perfil de inyección de corriente se realiza a intervalos mientras persisten las condiciones normales de funcionamiento, de modo que el perfil de inyección se actualiza de forma iterativa.
8. El método de cualquier reivindicación anterior, en donde el valor de consigna de corriente se basa en los requisitos del código de red de distribución.
9. El método de cualquier reivindicación anterior, que comprende actualizar un perfil de inyección de corriente almacenado una vez que se ha generado un nuevo perfil de inyección de corriente.
10. El método de cualquier reivindicación anterior, que comprende establecer un perfil de inyección de corriente por defecto, siendo el perfil de inyección de corriente por defecto el perfil de inyección predeterminado para la primera iteración de la etapa de generación.
11. Una central eléctrica de energía renovable (12) que comprende una pluralidad de generadores de energía renovable (14) y un sistema de control para controlar la salida de corriente de la pluralidad de generadores de energía renovable (14), una red de conexión (17) que incluye un transformador (22) y que conecta esos generadores de energía renovable (14) a un Punto de Interconexión (26) con el que la red de conexión (17) está conectada a una red de distribución eléctrica externa (16), y medios de medición configurados para medir un nivel de tensión en el Punto de Interconexión (26) y parámetros eléctricos de la red de conexión (17) que comprenden la impedancia de la red de conexión (17) y un nivel de tensión medido en un punto de la red de conexión (17) entre un lado de baja tensión del transformador (22) y los generadores de energía renovable (14), caracterizado por que el sistema de control está configurado para:
generar, durante condiciones normales de funcionamiento, al menos un perfil de inyección de corriente basado en el nivel de tensión medido en el Punto de Interconexión (26), la impedancia (Z) de la red de conexión (17) y un perfil de inyección predeterminado, en donde las condiciones normales de funcionamiento se dan cuando el nivel de tensión de la red de distribución eléctrica externa (16) está dentro de una banda de funcionamiento normal; y hacer funcionar los generadores de energía renovable (14), durante un fallo de red de distribución, para emitir potencia de acuerdo con el perfil de inyección generado y el nivel de tensión medido en el punto de la red de conexión (17) entre el lado de baja tensión del transformador (22) y los generadores de energía renovable (14), de modo que el nivel de corriente inyectado por los generadores de energía renovable (14) a la red de conexión (17) dé como resultado que se cubra un valor de consigna de corriente en el Punto de Interconexión (26), en donde el fallo de red de distribución se da cuando el nivel de tensión de la red de distribución eléctrica externa (16) está fuera de la banda de funcionamiento normal.
12. Un programa informático descargable desde una red de comunicaciones y/o almacenado en un medio legible por máquina, que comprende instrucciones de código de programa que, cuando se ejecutan en un ordenador, hacen que el ordenador implemente un método de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 1 a 10.
ES18811438T 2017-12-21 2018-11-20 Mejoras relacionadas con la inyección de corriente en centrales eléctricas eólicas Active ES2927257T3 (es)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
DKPA201770971 2017-12-21
PCT/DK2018/050305 WO2019120400A1 (en) 2017-12-21 2018-11-20 Improvements relating to current injection in wind power plants

Publications (1)

Publication Number Publication Date
ES2927257T3 true ES2927257T3 (es) 2022-11-03

Family

ID=64559419

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
ES18811438T Active ES2927257T3 (es) 2017-12-21 2018-11-20 Mejoras relacionadas con la inyección de corriente en centrales eléctricas eólicas

Country Status (5)

Country Link
US (1) US11855458B2 (es)
EP (1) EP3729592B1 (es)
CN (1) CN111448734B (es)
ES (1) ES2927257T3 (es)
WO (1) WO2019120400A1 (es)

Families Citing this family (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DE102017112491A1 (de) * 2017-06-07 2018-12-13 Wobben Properties Gmbh Verfahren zum Betreiben eines Windparks
ES2927257T3 (es) 2017-12-21 2022-11-03 Vestas Wind Sys As Mejoras relacionadas con la inyección de corriente en centrales eléctricas eólicas
EP3852214A1 (de) * 2020-01-14 2021-07-21 Wobben Properties GmbH Verfahren zum steuern einer windenergieanlage
CN113494428B (zh) * 2020-03-20 2022-11-22 新疆金风科技股份有限公司 风力发电机组的故障检测方法和装置
EP4282048A1 (en) * 2021-01-21 2023-11-29 Vestas Wind Systems A/S Methods and systems for enhanced active power control during frequency deviation
US12592583B2 (en) * 2023-12-07 2026-03-31 Caterpillar Inc. Remote sensing and control at the point of common coupling in an electrical grid

Family Cites Families (16)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP0267306A1 (de) 1986-11-10 1988-05-18 Schoenelec-PFE GmbH Prüfvorrichtung für gegurtete elektronische Bauelemente
US8041465B2 (en) 2008-10-09 2011-10-18 General Electric Company Voltage control at windfarms
US8655495B2 (en) 2009-06-24 2014-02-18 Vestas Wind Systems A/S Current control of a wind park
WO2011050807A2 (en) * 2009-10-27 2011-05-05 Vestas Wind Systems A/S Wind power plant with optimal power output
CN101882798B (zh) 2010-06-18 2012-10-17 深圳市禾望电气有限公司 一种低压穿越测试控制装置
CN102709952B (zh) 2011-03-28 2014-05-14 华锐风电科技(集团)股份有限公司 一种确定电网中各机组的有功功率的方法和系统
US8610306B2 (en) 2011-07-29 2013-12-17 General Electric Company Power plant control system and method for influencing high voltage characteristics
US9252596B2 (en) 2011-11-28 2016-02-02 General Electric Company System and method for reactive power compensation in power networks
US9631608B2 (en) * 2012-06-12 2017-04-25 Vestas Wind Systems A/S Wind-power-plant control upon low-voltage grid faults
WO2014134164A1 (en) * 2013-02-26 2014-09-04 Schweitzer Engineering Laboratories, Inc. State trajectory prediction in an electric power delivery system
US10116138B2 (en) * 2013-12-11 2018-10-30 Vestas Wind Systems A/S Wind power plant, and a method for controlling a reactive current injection in a wind power plant
US9831810B2 (en) 2015-03-10 2017-11-28 General Electric Company System and method for improved reactive power speed-of-response for a wind farm
CN106712088B (zh) 2017-01-17 2020-01-07 燕山大学 基于虚拟阻抗与虚拟电源的低压微电网逆变器控制体系
CN106786560B (zh) 2017-02-14 2021-04-30 中国电力科学研究院 一种电力系统稳定特征自动提取方法及装置
CN107359617B (zh) 2017-08-08 2023-09-26 国网江苏省电力公司盐城供电公司 一种包含微网群的主动配电网源-网-荷协调控制系统
ES2927257T3 (es) 2017-12-21 2022-11-03 Vestas Wind Sys As Mejoras relacionadas con la inyección de corriente en centrales eléctricas eólicas

Also Published As

Publication number Publication date
CN111448734B (zh) 2023-05-26
CN111448734A (zh) 2020-07-24
US20200350765A1 (en) 2020-11-05
EP3729592B1 (en) 2022-09-07
WO2019120400A1 (en) 2019-06-27
EP3729592A1 (en) 2020-10-28
US11855458B2 (en) 2023-12-26

Similar Documents

Publication Publication Date Title
ES2927257T3 (es) Mejoras relacionadas con la inyección de corriente en centrales eléctricas eólicas
ES3055193T3 (en) Programmable power supplies for cellular base stations and related methods of reducing power loss in cellular systems
ES2812528T3 (es) Parque eólico con regulación de tensión de las turbinas eólicas y procedimiento de funcionamiento
US11264802B2 (en) Relating to reactive power control in wind power plants
CN101091057B (zh) 具有稳健的无功功率调节的风电场和使其运行的方法
US11601007B2 (en) DC power supply system
ES2716498T3 (es) Parque eólico con varios aerogeneradores, así como procedimiento para regular la alimentación desde un parque eólico
ES2449386T3 (es) Procedimiento para controlar una tensión de red
ES2965336T3 (es) Control de voltaje en parques eólicos
ES2984978T3 (es) Controlador y método para la compensación de reactancia de línea
EP2911262A2 (en) Power distribution system
US10840706B2 (en) Voltage droop compensation for a utility power system
US9515486B2 (en) Output control device and output control method for wind farm
US10778010B2 (en) Relating to reactive power control in wind power plants
WO2010018240A1 (es) Sistema y método para la gestión de potencia en una instalación fotovoltaica
CN101223359A (zh) 风电场的功率调节
ES2983995T3 (es) Capacidad de paso en funcionamiento por múltiples caídas de tensión mejorada para central de generación de energía renovable con sistema de almacenamiento de batería
CN105515012A (zh) 一种储能参与电力系统电压控制方法及装置
CN111492551B (zh) 可再生能源发电厂的自适应有功功率控制
ES2938564T3 (es) Estructura escalable para la conexión de fuentes de energía
ES2660369T3 (es) Procedimiento de control de la potencia eléctrica entregada en una red eléctrica por al menos dos fuentes de energía eléctrica y sistema eléctrico asociado
CN103733499A (zh) 调节连接到多源直流系统的直流源功率转换器的输出电流的控制装置和方法
ES3035621T3 (en) Methods and systems for controlling a wind turbine generator in response to a frequency deviation
EP3682519B1 (en) Improvements relating to voltage control in wind power plants
CN113330657B (zh) 控制可再生能源发电厂在故障之后恢复正常运行