ES2949444T3 - Método de operación de una central eléctrica híbrida para optimizar la salida de potencia PV - Google Patents

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Abstract

La presente divulgación se refiere a un método para controlar el funcionamiento de generadores de turbinas eólicas (WTG) en una planta de energía híbrida que incluye tanto WTG como módulos fotovoltaicos. El método incluye etapas de: monitorear al menos un parámetro operativo para uno o más de los WTG; monitorear al menos un parámetro operativo para uno o más de los módulos fotovoltaicos; y controlar el funcionamiento de los WTG en función de los parámetros operativos monitorizados para controlar las sombras de las palas proyectadas por los WTG sobre los módulos fotovoltaicos y optimizar así la salida de energía de los módulos fotovoltaicos, por ejemplo reduciendo el área de sombra de las palas proyectada sobre los módulos fotovoltaicos. módulos. (Traducción automática con Google Translate, sin valor legal)

Description

DESCRIPCIÓN
Método de operación de una central eléctrica híbrida para optimizar la salida de potencia PV
Campo técnico
La presente descripción se refiere a un método de operación de una central eléctrica híbrida que comprende generadores de aerogeneradores (WTG) y módulos PV que se ven afectados por sombras de palas, en el que los WTG se controlan con el fin de optimizar la salida de potencia de los módulos PV.
Antecedentes
Las centrales eléctricas híbridas eólicas/solares incluyen una combinación de generadores de aerogeneradores (WTG) y módulos PV que están configurados para suministrar potencia a una red de transmisión de potencia externa o red eléctrica. Incluyendo tanto WTG como módulos PV en una única central eléctrica, es posible aumentar la cantidad de energía renovable que se puede generar por la central eléctrica, y proporcionar una generación de potencia más fiable a través de un rango de condiciones operativas. No obstante, cuando los módulos PV están situados cerca de los WTG en una central eléctrica híbrida, los módulos PV se pueden ver afectados por las sombras proyectadas por los WTG, incluyendo sombras estáticas proyectadas por las torres de WTG y sombras móviles o parpadeantes proyectadas por las palas de los rotores de Wt G.
Las sombras de WTG proyectadas sobre módulos PV dan como resultado varias desventajas. Por ejemplo, las sombras de las torres y las palas pueden reducir la cantidad de luz que cae sobre los módulos PV y, por lo tanto, reducen la salida de potencia PV total. Además, las sombras de las palas que se mueven también pueden dar como resultado un funcionamiento subóptimo de los sistemas de Seguimiento del Punto de Máxima Potencia de los módulos PV, reduciendo por ello aún más la salida de potencia PV total. Además, la carga desigual de los módulos PV debido a las diferentes condiciones de sombreado en diferentes ubicaciones causadas por las sombras de la torre y las palas también puede conducir a una degradación acelerada de los módulos PV.
Una solución a estos problemas es colocar los módulos PV en ubicaciones que no se vean afectados por las sombras de WTG. No obstante, esta solución generalmente requiere una reducción del número de módulos PV en la central eléctrica y/o un aumento del área de la central eléctrica. El artículo “Shadow analysis of wind turbines for dual use of land for combined wind and solar photovoltaic power generation” de MAMIA et al, REVISIONES DE ENERGÍA RENOVABLE Y SOSTENIBLE, vol. 55, páginas 713-718, XP029365924, muestra un control de los módulos PV en base a la sombra del aerogenerador. El documento JP2004360508 A es un ejemplo de detección de parpadeo de sombra usando un módulo PV pequeño.
Es un objeto de la presente invención abordar las desventajas de centrales de energía híbrida eólica/solar conocidas.
Compendio de la invención
Según un primer aspecto de la presente invención, se proporciona un método de operación de una central eléctrica híbrida que comprende al menos un WTG y al menos un módulo PV, en donde al menos uno de los módulos PV está en una ubicación dentro de la central eléctrica híbrida que se ve afectado por las sombras de las palas, el método que comprende: monitorizar al menos un parámetro de operación para uno o más de los WTG; monitorizar al menos un parámetro de operación para uno o más de los módulos PV; y controlar la operación de los WTG en dependencia de los parámetros de operación monitorizados con el fin de controlar las sombras de las palas proyectadas por los WTG sobre los módulos PV y, por ello, optimizar la salida de potencia de los módulos PV.
Teniendo en cuenta los efectos de las sombras de las palas proyectadas por los WTG sobre los módulos PV, cuando se controla la operación de los WTG, es posible aumentar la salida de potencia de los módulos PV en una medida óptima, por ejemplo, reduciendo el área de sombra de las palas sobre los módulos PV, al mismo tiempo que se minimiza también la pérdida de producción del WTG. Por lo tanto, la presente invención permite que la salida de potencia combinada de la central eléctrica híbrida (incluyendo la salida de potencia de WTG y la salida de potencia PV) se aumente a través de un amplio rango de condiciones de operación en comparación con la salida de potencia combinada que se lograría si los WTG se controlaran para optimizar y/o maximizar la salida de potencia de WTG de una manera convencional sin tener en cuenta los efectos de las sombras de las palas sobre la salida de potencia de los módulos PV.
Se apreciará que todas las referencias a lo largo de la especificación a reducciones en el área de sombra de las palas y aumentos en la salida de potencia combinada o la salida de potencia PV son referencias a reducciones en el área de sombra de las palas y aumentos en la salida de potencia combinada o la salida de potencia PV en comparación con una situación en la que los WTG se controlan para optimizar y/o maximizar la salida de potencia de WTG de una manera convencional sin tener en cuenta los efectos de las sombras de las palas sobre la salida de potencia de los módulos PV.
También se apreciará que controlar la operación de los WTG con el fin de optimizar la salida de potencia de los módulos PV no significa necesariamente que los WTG se controlen de tal manera que el área de sombra de las palas sobre los módulos PV se reduzca al mínimo nivel posible de modo que la salida de potencia de los módulos PV se pueda aumentar al nivel más alto posible, lo que generalmente requeriría que los WTG se detuvieran u operaran de una manera altamente comprometida que generalmente conduciría a una reducción de la salida de potencia combinada. En su lugar, significa que los WTG, cuando sea apropiado, se operan de tal manera que el efecto negativo de las sombras de las palas sobre los módulos PV se reduzca de manera que la salida de potencia de los módulos PV se pueda aumentar a un nivel óptimo mientras que aún se mantiene una salida de potencia aceptable de los WTG, permitiendo por ello que se optimice y/o maximice la salida de potencia combinada de la central eléctrica híbrida.
La central eléctrica híbrida generalmente puede incluir cualquier número de WTG en cualquier posición adecuada. La central eléctrica híbrida también puede incluir cualquier número de módulos PV en cualquier posición adecuada, incluyendo en ubicaciones alrededor y/o entre uno cualquiera o más de los WTG. Como se describió anteriormente, al menos uno de los módulos PV está en una ubicación que se ve afectada por las sombras de las palas. Se apreciará que una ubicación que está afectada por las sombras de las palas significa cualquier ubicación dentro de la central eléctrica híbrida que experimente un parpadeo de sombra causado por las palas de al menos uno de los WTG durante al menos una parte del día.
Cada módulo PV puede comprender una o más células PV, que pueden estar conectadas entre sí en serie o en paralelo. En algunos casos, cada módulo PV puede comprender una única unidad autónoma de células PV. En otros casos, cada módulo PV puede estar formado por una pluralidad de unidades separadas, que se pueden conectar entre sí en serie o en paralelo. Por consiguiente, el término “módulo PV” no se debería interpretar como que es limitante del número de células PV ni de la manera en que se conectan las células PV.
Los parámetros de operación monitorizados para los WTG usados al controlar la operación de los WTG pueden incluir uno cualquiera o más de: la velocidad, dirección y/o turbulencia del viento en una o más ubicaciones; la salida de potencia de uno o más de los WTG; la carga de la pala en uno o más de los WTG; las pérdidas del cable para uno o más de los WTG; y el estado operativo de uno o más de los WTG (por ejemplo, si un WTG está funcionando actualmente o fuera de línea). En algunas realizaciones, también se pueden tener en cuenta las restricciones de ruido en la operación del WTG cuando se controla la operación de los WTG con el fin de optimizar la salida de potencia de los módulos PV.
Los parámetros de operación monitorizados para los módulos PV usados al controlar la operación de los WTG pueden incluir uno cualquiera o más de: las condiciones de luz (por ejemplo, irradiancia solar) en una o más ubicaciones dentro de la central eléctrica híbrida; las condiciones de luz (por ejemplo, irradiancia solar) en una o más ubicaciones de referencia fuera de la influencia de las sombras de los WTG; la posición del sol; la hora; la fecha; la salida de potencia de uno o más de los módulos PV; la corriente o el voltaje de uno o más de los módulos PV; las pérdidas del cable para uno o más de los módulos PV; y el estado operativo de uno o más de los módulos PV (por ejemplo, si una cadena PV está funcionando actualmente o está fuera de línea). Se apreciará que los parámetros de operación para los módulos PV se pueden monitorizar a nivel de cadena, tabla o segmento en lugar de ser monitorizados para cada módulo PV individualmente.
Los WTG se pueden controlar en dependencia de la salida de un sistema de seguimiento de sombras que está configurado para determinar la sombra de la pala proyectada por el rotor de uno o más de los WTG. El sistema de seguimiento de sombras se puede configurar para medir, calcular y/o predecir la sombra de la pala proyectada por el rotor de uno o más de los WTG usando un algoritmo o una tabla de consulta, por ejemplo, en dependencia de uno cualquiera o más del diseño de la central eléctrica híbrida, los datos operativos para uno o más de los WTG (incluyendo el ángulo de guiñada y/o ángulo de paso), las condiciones de luz medidas, la posición del sol, la hora y la fecha. El sistema de seguimiento de sombras puede ser un sistema en línea que está configurado para determinar las sombras de las palas en dependencia de las condiciones de luz medidas en combinación con los datos operativos relacionados con los WTG. No obstante, el sistema de seguimiento de sombras puede ser capaz, alternativamente o además, de determinar las sombras de las palas sin acceder a las condiciones de luz medidas en dependencia de la hora y la fecha o la posición del sol en combinación con los datos operativos relacionados con los WTG.
Los WTG se pueden controlar en dependencia de una evaluación de sombras a nivel de central eléctrica híbrida. Se apreciará que una evaluación de sombras a nivel de central eléctrica híbrida significa una evaluación de la distribución de las sombras proyectadas por los WTG sobre los módulos PV a través de la central eléctrica híbrida. Los WTG se pueden controlar en dependencia del diseño de la central eléctrica híbrida. Por ejemplo, los WTG se pueden controlar en dependencia de las posiciones de los módulos PV con relación a los WTG con el fin de tener en cuenta las diferentes disposiciones de los módulos PV alrededor de diferentes WTG. La información relacionada con el diseño de la central eléctrica híbrida, por ejemplo, un modelo de la central eléctrica híbrida, se puede almacenar en una base de datos, por ejemplo, una base de datos de un controlador de central eléctrica. La información relacionada con el diseño de la central eléctrica híbrida puede incluir las ubicaciones y dimensiones de los WTG y los módulos PV. Las ubicaciones de los módulos PV se pueden definir con respecto a la central eléctrica híbrida, o alternativamente con respecto a uno o más de los WTG.
Los WTG se pueden controlar individualmente y/o en grupos con el fin de tener en cuenta diferentes condiciones de operación en diferentes WTG y/o las posiciones de los módulos PV cercanos con relación a cada WTG. No obstante, en algunos casos se puede aplicar la misma estrategia de control a cada WTG en la central eléctrica híbrida con el fin de simplificar el control de la central eléctrica híbrida.
El paso de controlar la operación de los WTG puede comprender determinar si realizar o no una operación de control de WTG en particular aumentaría o disminuiría la salida de potencia de WTG y PV combinada de la central eléctrica híbrida, y realizar la operación de control de WTG si se determina que hacerlo así, aumentaría la salida de potencia de WTG y PV combinada de la central eléctrica híbrida. La operación de control de WTG, por ejemplo, puede comprenden cambiar el ángulo de guiñada de la góndola y/o el ángulo de paso de la pala para uno o más de los WTG y/o detener uno o más de los WTG con el fin de optimizar la salida de potencia de los módulos PV reduciendo el área de sombra proyectada sobre los módulos PV por los rotores del uno o más WTG.
El paso de controlar la operación de los WTG puede comprender determinar un aumento predicho en la salida de potencia PV y una disminución predicha en la salida de potencia de WTG asociada con realizar una operación de control de WTG en particular, comparando el aumento predicho en la salida de potencia PV con la disminución predicha en la salida de potencia de WTG, y realizando la operación de control de WTG si el aumento predicho en la salida de potencia PV es mayor que la disminución predicha en la salida de potencia de WTG.
El paso de controlar la operación de los WTG puede comprender controlar el ángulo de guiñada de la góndola de uno o más de los WTG con el fin de optimizar la salida de potencia de los módulos PV.
El paso de controlar la operación de los WTG puede comprender controlar el ángulo de paso de la pala de uno o más de los WTG con el fin de optimizar la salida de potencia de los módulos PV.
El punto o puntos de ajuste del ángulo de guiñada de la góndola y/o el punto o puntos de ajuste del ángulo de paso de la pala se pueden calcular por un controlador de la central eléctrica. En este caso, el punto o puntos de ajuste calculados se pueden comunicar desde el controlador de la central eléctrica a los controladores de los WTG, que luego pueden controlar la operación de los WTG en dependencia del punto o puntos de ajuste recibidos del controlador de la central eléctrica. Se apreciará que el controlador de la central eléctrica es un sistema de control que se proporciona además de los controladores de los WTG individuales que está configurado para gobernar la operación de los WTG (y opcionalmente también los módulos PV); y que el controlador de la central eléctrica se puede proporcionar en cualquier ubicación o ubicaciones adecuadas dentro y/o fuera de la central eléctrica híbrida. Alternativamente, o además, el punto o puntos de ajuste del ángulo de guiñada de la góndola y/o el punto o puntos de ajuste del ángulo de paso de la pala se pueden calcular por los controladores de WTG de los WTG respectivos. En algunos casos, cada WTG se puede dotar con su propio controlador dedicado, que se puede configurar para calcular un punto de ajuste del ángulo de guiñada de la góndola y un punto de ajuste del ángulo de paso de la pala para ese WTG, aunque en algunos casos dos o más WTG pueden compartir un controlador de WTG común, que se puede configurar para calcular el punto o puntos de ajuste del ángulo de guiñada de la góndola y/o el punto o puntos de ajuste del ángulo de paso de la pala para cada uno de los WTG asociados con ese controlador de WTG.
El paso de controlar la operación de los WTG puede comprender detener uno o más de los WTG con el fin de optimizar la salida de potencia de los módulos PV.
El paso de controlar la operación de los WTG puede comprender mover uno o más WTG que se han detenido (por ejemplo, porque la velocidad del viento está por debajo de la velocidad de conexión o porque se ha determinado que la salida de potencia combinada de la central eléctrica híbrida se aumentaría deteniendo uno o más de los WTG) en una configuración en la que se reduce y/o minimiza la sombra de la pala proyectada por ese WTG sobre los módulos PV cercanos. La configuración de sombra mínima se puede calcular en dependencia de una cualquiera o más de la ubicación del WTG, las dimensiones del WTG, la posición del sol, la hora y la fecha, y se puede establecer individualmente para cada WTG teniendo en cuenta las posiciones relativas de los módulos PV cercanos.
El método puede comprender además detectar el viento entrante y establecer uno o más WTG que se han detenido para conexión en dependencia de la detección del viento entrante.
Según un aspecto adicional de la presente invención, se proporciona un controlador configurado para controlar la operación de una central eléctrica híbrida de acuerdo con el método del primer aspecto de la presente invención. Según un aspecto adicional de la presente invención, se proporciona un programa informático descargable desde una red de comunicaciones y/o almacenado en un medio de almacenamiento legible por máquina que comprende instrucciones de código de programa para implementar un método de acuerdo con el primer aspecto de la presente invención.
Breve descripci n de los dibujos
Ahora se describirán una o más realizaciones de la invención, a modo de ejemplo solamente, con referencia a los dibujos que se acompañan, en los que:
la Figura 1 ilustra esquemáticamente una vista simplificada de una parte de una central eléctrica híbrida de acuerdo con una realización de la presente invención;
la Figura 2 ilustra esquemáticamente un generador de aerogenerador de la central eléctrica híbrida ilustrada en la Figura 1; y
la Figura 3 ilustra esquemáticamente el sistema de control y el sistema de generación/convertidor de potencia del generador de aerogenerador ilustrado en la Figura 2.
Descripción detallada
La Figura 1 ilustra esquemáticamente una vista simplificada de una parte de una central eléctrica híbrida (HPP) 1 de acuerdo con una realización de la presente invención. La HPP 1 está conectada a una red de transmisión de potencia externa o red principal 100. La red principal 100 puede ser una red de transmisión de potencia regional, nacional o internacional, por ejemplo, la Red Nacional de Gran Bretaña.
La HPP 1 comprende una pluralidad de generadores de aerogenerador (WTG) 10 y una pluralidad de segmentos 51 de módulos PV 50. Cada uno de los WTG 10 y módulos PV 50 está conectado a una red local 2 de la HPP 1 y configurado para generar potencia activa a ser suministrada a través de la red local 2 a la red principal 100 para su distribución. La red local 2 está conectada a la red principal 100 en un punto de interconexión (Pol) 4 a través de un transformador elevador principal 5 y un bus Pol 6.
Para simplificar, la Figura 1 solamente ilustra un único WTG 10 y un único segmento PV 51, ambos de los cuales están conectados a un único bus colector 3 de la red local 2. No obstante, se apreciará que la HPP 1 puede incluir cualquier número deseado de WTG 10 y cualquier número deseado de segmentos PV 51, y que la red local 2 puede incluir cualquier número adecuado de buses colectores en cualquier disposición adecuada. Por ejemplo, la HPP 1 puede incluir una pluralidad de buses colectores conectados a uno o más buses de voltaje intermedio.
La Figura 2 ilustra esquemáticamente uno típico de los WTG 10 de la HPP 1. El WTG 10 ilustrado en la Figura 2 es un WTG de eje horizontal que comprende una torre 11, una góndola 12 y un rotor 13 que incluye un buje 14 y tres palas 15. La siguiente descripción se relaciona con el WTG 10 ilustrado en la Figura 2, pero se apreciará que otros WTG 10 de la HPP 1 pueden tener características iguales o similares y estar conectados a la red local 2 de la HPP 1 de una manera similar.
La Figura 3 ilustra esquemáticamente el sistema de control y el sistema de generación/convertidor de potencia del WTG 10 ilustrado en la Figura 2, que puede estar situado parcial o totalmente dentro de la góndola 12 del WTG 10. Como se muestra en la Figura 3, el WTG 10 comprende un generador eléctrico 20 que se acciona por el rotor 13 a través de una transmisión 21, que puede incluir opcionalmente una caja de engranajes. El generador eléctrico 20 está conectado a un convertidor de WTG 22 que está configurado para convertir la frecuencia de salida del generador eléctrico 20 a una frecuencia que es adecuada para suministrar a la red principal 100. El convertidor de WTG 22 comprende un convertidor de AC-DC del lado del generador 22a, un enlace de DC 22b que incluye un condensador de filtrado y un sistema de seccionador para disipar el exceso de potencia, y un convertidor de DC-AC del lado de la red 22c. El convertidor de WTG 22 está conectado al bus colector 3 mediante una línea de alimentación de WTG 25 a través de la cual se alimenta potencia activa a la red local 2.
Como también se muestra en la Figura 3, el WTG 10 comprende además un sistema de control del ángulo de guiñada de la góndola 35 y un sistema de control del ángulo de paso de la pala 36. El sistema de control del ángulo de guiñada 35 incluye al menos un actuador que está configurado para controlar el ángulo de guiñada de la góndola 12 del WTG 10 girando la góndola 12 con respecto a la torre 11. El sistema de control del ángulo de paso 36 comprende al menos un actuador que está configurado para controlar los ángulos de paso de la pala 15 del WTG 10.
Como también se muestra en la Figura 3, el WTG 10 comprende un controlador de WTG 30 que está en comunicación con un controlador de central eléctrica (PPC) 7 de la HPP 1. El controlador de WTG 30 está configurado para monitorizar y controlar la operación del WTG 10 en de acuerdo con las instrucciones recibidas desde el PPC 7. En la presente realización, cada WTG 10 está dotado con su propio controlador de WTG 30 dedicado, aunque se apreciará que en otras realizaciones, dos o más WTG 10 pueden compartir un controlador de WTG común semicentralizado, en cuyo caso puede haber menos controladores de WTG 30 que WTG 10.
El controlador de WTG 30 está en comunicación con el convertidor de WTG 22 y configurado para controlar la operación del convertidor de AC-DC 22a, el condensador de filtrado y el sistema seccionador 22b, y el convertidor de DC-AC del lado de la red 22c. El controlador de WTG 30 también está en comunicación con el sistema de control del ángulo de guiñada 35 y el sistema de control del ángulo de paso 36, y está configurado para operar el sistema de control del ángulo de guiñada 35 y el sistema de control del ángulo de paso 36 con el fin de controlar el ángulo de guiñada de la góndola y el ángulo de paso de la pala del WTG 10 de acuerdo con los puntos de ajuste del ángulo de guiñada y del ángulo de paso, que se pueden calcular por el controlador de WTG 30 o recibir alternativamente desde el PPC 7 (como se describe con más detalle a continuación).
Como se mencionó anteriormente, la Figura 1 solamente ilustra un único segmento PV 51, aunque la HPP 1 puede incluir cualquier número deseado de segmentos PV 51. La siguiente descripción se relaciona con el segmento PV 51 ilustrado en la Figura 1, pero se apreciará que los otros segmentos PV 51 de la HPP 1 pueden tener características iguales o similares y se pueden conectar a la red local 2 de la HPP 1 de una manera similar.
El segmento PV 51 comprende una pluralidad de tablas PV. Cada tabla PV comprende una estructura de soporte en la que se montan una pluralidad de unidades o módulos PV 50. Cada módulo PV 50 comprende a su vez una pluralidad de células PV. Los módulos PV 50 están dispuestos en cadenas, cada una de las cuales se conecta a un convertidor PV 52a, 52b que está configurado para convertir la salida de DC de su cadena o cadenas respectivas en AC con una frecuencia que es adecuada para suministrar a la red principal 100. Los convertidores PV 52a, 52b se conectan al bus colector 3 mediante líneas de alimentación PV 55a, 55b a través de las cuales se alimenta potencia activa a la red local 2.
Los convertidores PV 52a, 52b están en comunicación con el PPC 7 y configurados para monitorizar y controlar la operación de los módulos PV 50 de acuerdo con las instrucciones recibidas desde el PPC 7. Los convertidores PV 52a, 52b se pueden configurar para controlar la operación de los módulos PV 50 usando un algoritmo de Seguimiento del Punto de Máxima Potencia (MPPT). Los convertidores PV 52a, 52b se proporcionan por separado a los convertidores de WTG 22 y operan independientemente de los convertidores de WTG, aunque en algunos casos algún hardware de conversión y transmisión de potencia se puede compartir entre los módulos Pv 50 y los WTG 10. Como se ilustra en la Figura 1, el segmento PV 51 está situado cerca del WTG 10 en una posición que se ve afectado por las sombras proyectadas por el WTG 10, incluyendo las sombras de las palas. Por lo tanto, los módulos PV 50 del segmento PV 51 se ven afectados por el parpadeo de sombra durante al menos una parte del día, lo que generalmente puede dar como resultado una salida de potencia PV reducida y una degradación acelerada en comparación con los módulos PV que no se ven afectados por el parpadeo de sombra.
Como se mencionó anteriormente, la HPP 1 comprende un controlador de central eléctrica (PPC) 7 que está en comunicación con los controladores de los WTG 10 y los módulos PV 50. El PPC 7 está configurado para actuar como una interfaz de comando y control entre la HPP 1 y la red principal 100, y más particularmente entre la HPP 1 y un operador de red u operador del sistema de transmisión (TSO) 101. El PPC 7 comprende un módulo de memoria 7a y un módulo de procesamiento 7b. El módulo de memoria 7a está configurado para almacenar información relacionada con la h Pp 1, incluyendo un modelo del diseño de la HPP 1 que incluye las ubicaciones y dimensiones de los WTG 10 y las ubicaciones de los módulos PV 50 con relación a los WTG 10. El módulo de memoria 7a también está configurado para almacenar instrucciones para gobernar la operación de la HPP 1. El módulo de procesamiento 7b está configurado para controlar la operación de los WTG 10 y los segmentos PV 51 de acuerdo con las instrucciones almacenadas por el módulo de memoria 7b y las instrucciones recibidas del TSO 101 o bien directamente o bien a través de SCADA con el fin de asegurar que la HPP 1 opere correctamente y de conformidad con los requisitos de operación de la red principal 100.
El PPC 7 está conectado a la HPP 1 en varios puntos de medición, en los que se pueden medir diversos parámetros de operación, tales como la salida de potencia, la corriente y el voltaje, para diferentes partes de la HPP 1. Por ejemplo, el PPC 7 está conectado a puntos de medición 26 del WTG en las líneas de alimentación 25 de cada WTG 10, en el que el PPC 7 es capaz de monitorizar la salida de potencia de cada uno de los WTG 10. El PPC 7 también está conectado a puntos de medición 56a, 56b PV en las líneas de alimentación 55a, 55b de los módulos PV, en los que el PPC 7 es capaz de monitorizar la salida de los módulos PV (por ejemplo, a nivel de cadena). El PPC 7 también está conectado a un punto de medición 8 de la HPP en o cerca del bus Pol 6, en el que el PPC es capaz de monitorizar la salida de potencia de la HPP 1 en su conjunto.
Se apreciará que las conexiones antes mencionadas pueden ser conexiones cableadas físicas o, alternativamente, conexiones inalámbricas entre el PPC 7 y los sensores colocados apropiadamente.
El PPC 7 también está conectado a varios sensores de luz 9a, 9b para detectar las condiciones de luz en diversas ubicaciones diferentes alrededor de la HPP 1. Por ejemplo, el PPC 7 está conectado a al menos a un sensor de luz 9a de referencia para detectar las condiciones de luz en una o más ubicaciones de referencia fuera de la influencia de las sombras de WTG, y una pluralidad de sensores de luz 9b de la HPP en diversas ubicaciones entre los módulos PV que se ven afectados por las sombras de WTG.
El PPC 7 también está configurado para medir, calcular, estimar o recibir información relacionada con otros parámetros de operación para los WTG 10 y los módulos PV 50, incluyendo, por ejemplo: la velocidad, dirección y turbulencia del viento en una o más ubicaciones alrededor de la HPP 1; la carga de pala en cada uno de los WTG; las pérdidas del cable para cada uno de los WTG; el estado operativo de cada uno de los WTG; las restricciones de ruido en la operación de WTG; la posición del sol; la hora; la fecha; la corriente y el voltaje de los módulos PV; las pérdidas del cable para los módulos PV; y el estado operativo de los módulos PV. Las pérdidas del cable se pueden medir directamente o, alternativamente, calcular o estimar. Los parámetros de operación descritos anteriormente se pueden medir, calcular, estimar o recibir de cualquier manera adecuada, ejemplos de los cuales serán bien conocidos por los expertos en la técnica. Los parámetros de operación descritos anteriormente se usan todos al controlar la operación de la HPP 1, como se describe con más detalle a continuación.
De acuerdo con una posible realización de la presente invención, el PPC 7 está configurado para operar un sistema de seguimiento de sombras 7c que es capaz de determinar las sombras de las palas proyectadas por los rotores 13 de los WTG 10 sobre los módulos PV 50 a través de la HPP 1 en su conjunto. El sistema de seguimiento de sombras 7c está configurado para calcular las posiciones actuales de las sombras de las palas proyectadas por los rotores 13 de los WTG 10 usando el modelo de central eléctrica (incluyendo las ubicaciones y dimensiones de los WTG 10 y las ubicaciones de los módulos PV 50 con relación a los WTG 10) y en dependencia de diversos parámetros de operación para los WTG 10 y los módulos PV 50, incluyendo: los datos operativos para los WTG (incluyendo el ángulo de guiñada de la góndola actual y el ángulo de paso de la pala para cada WTG); las condiciones de luz medidas (como se determina por los sensores de luz 9a, 9b); la posición del sol; la hora; y la fecha. El sistema de seguimiento de sombras 7c es un sistema en línea que está configurado para determinar las sombras de las palas en dependencia de las mediciones en tiempo real de las condiciones de luz dentro de la HPP 1, aunque el sistema de seguimiento de sombras 7c además puede ser capaz de determinar las sombras de las palas sin acceso a las mediciones de las condiciones de luz en base a los datos de hora, fecha y posición del sol.
El PPC 7 está configurado además para operar un programa de optimización 7d que es capaz de calcular o predecir la salida de potencia de WTG y PV para diversos estados de operación diferentes de la HPP 1. El programa de optimización 7d está configurado para calcular o predecir la salida de potencia de WTG y PV en dependencia de la salida del mecanismo de seguimiento de sombras y además en dependencia de diversos parámetros de operación para los WTG 10 y los módulos PV 50 incluyendo: la velocidad, dirección y turbulencia del viento dentro de la HPP 1; la salida de potencia para cada uno de los WTG; la carga de pala en cada uno de los WTG; las pérdidas del cable para cada uno de los WTG; el estado operativo de cada uno de los WTG; las restricciones de ruido en la operación de WTG; la posición del sol; la hora; la fecha; la salida de potencia de los módulos PV; la corriente y el voltaje de los módulos PV; las pérdidas del cable para los módulos PV; y el estado operativo de los módulos PV. El programa de optimización es capaz de determinar la pérdida de producción del WTG esperada y la ganancia de producción PV esperada asociada con una operación de control de WTG en particular, y determinar una pérdida de producción del WTG aceptable, por ejemplo en base a la ganancia de producción PV esperada.
Durante la operación de los WTG 10, los controladores de WTG 30 calculan los puntos de ajuste del ángulo de guiñada de la góndola y los puntos de ajuste del ángulo de paso de la pala para sus WTG 10 respectivos en dependencia de las condiciones de viento medidas, las cargas de las palas medidas y las señales de demanda recibidas del PPC 7. De esta forma, los controladores de WTG 30 aseguran que los WTG 10 generan suficiente potencia activa y reactiva, y no están sometidos a cargas excesivas. No obstante, de acuerdo con la presente invención, la HPP 1 también está configurada para tener en cuenta el efecto de las sombras de las palas proyectadas por los WTG 10 sobre los módulos PV 50 cuando se controla la operación de los WTG 10, y para controlar la operación de los WTG 10 con el fin de controlar las sombras de las palas proyectadas por los WTG 10 sobre los módulos PV 50 y, por ello, optimizar la salida de potencia de los módulos PV 50.
En particular, el PPC 7 es capaz de determinar si realizar o no una operación de control particular, por ejemplo, cambiar el ángulo de guiñada de la góndola y/o el ángulo de paso de la pala para uno o más de los WTG 10 o detener uno o más de los WTG 10, daría como resultado un aumento en la salida de potencia de WTG y PV combinada de la HPP 1 en base a las salidas del sistema de seguimiento de sombras 7c y el programa de optimización 7d. El PPC 7 entonces puede enviar instrucciones a uno o más de los WTG 10 para realizar una operación específica si se determina que es apropiado hacerlo así y que hacerlo así aumentaría la salida de potencia de WTG y PV combinada de la HPP 1. Los controladores de WTG 30 de los WTG 10 respectivos luego controlan la operación de los WTG 10 en dependencia en tiempo real de las instrucciones recibidas del PPC 7. De esta forma, los WTG 10 se pueden operar de tal forma que se reduzcan el área de sombra de pala proyectada sobre los módulos PV y los efectos negativos del parpadeo de la sombra, por ejemplo, en los casos en que la pérdida en la salida de potencia de WTG asociada con la operación de uno o más WTG 10 en un modo de operación comprometido se pueda compensar con un aumento asociado en la salida de potencia PV.
Los WTG 10 se pueden controlar individualmente o en grupos con el fin de tener en cuenta las diferentes condiciones operativas, tales como la fuerza y dirección del viento en diferentes ubicaciones dentro de la HPP 1, y las posiciones de los módulos PV 50 cercanos en relación con cada WTG 10.
Cuando uno o más de los WTG 10 se han detenido, por ejemplo, porque la velocidad del viento está por debajo de la velocidad de conexión o porque se ha determinado que la salida de potencia combinada de la HPP 1 se aumentaría deteniendo uno o más de los WTG 10, los WTG 10 inactivos se pueden mover a una configuración de sombra mínima en la que la góndola se guiña y las palas se inclinan hacia una configuración que da como resultado que el área de sombra de las palas mínima posible se proyecte sobre los módulos PV 50 cercanos. No obstante, los WTG 10 inactivos se pueden configurar para conectarse si se detecta viento entrante, por ejemplo, mediante un sistema de escaneo LIDAR 9c.
La capacidad libre del convertidor de los WTG 10 inactivos o reducidos se puede usar para proporcionar potencia reactiva. Mientras tanto, la contribución de potencia reactiva de los convertidores PV 52a, 52b u otros convertidores de WTG 22 se puede reducir para optimizar la utilización del hardware y las pérdidas de distribución dentro de la HPP 1.
La descripción anterior se refiere a una posible realización de la presente invención. No obstante, se apreciará que son posibles muchas modificaciones y variaciones del ejemplo descrito anteriormente dentro del alcance de las reivindicaciones adjuntas. Por ejemplo, en otras realizaciones, diferentes combinaciones de parámetros de operación conocidos, medidos o calculados para los WTG y los módulos PV se pueden usar al determinar las posiciones de las sombras de las palas proyectadas por los rotores de los WTG y/o al controlar la operación de los WTG con el fin de optimizar la salida de potencia de los módulos PV. Además, en otras realizaciones, los puntos de ajuste del ángulo de guiñada de la góndola y los puntos de ajuste del ángulo de paso de la pala para los WTG se pueden calcular por el PPC en lugar de los controladores de WTG. Además, en otras realizaciones, pueden ser los controladores de WTG en lugar del PPC los que estén configurados para determinar cuándo se deberían realizar las operaciones de control de WTG para optimizar la salida de potencia de los módulos PV. En este caso, los controladores de WTG se pueden configurar cada uno para determinar la posición de la sombra de la pala proyectada por el rotor de su WTG respectivo, y para determinar si realizar o no una operación de control particular para ese WTG daría como resultado un aumento en la salida de potencia de WTG y PV combinada de la h Pp . Otras variaciones y modificaciones también serán evidentes para los expertos en la técnica.

Claims (15)

REIVINDICACIONES
1. Un método de operación de una central eléctrica híbrida (1) que comprende al menos un WTG (10) y al menos un módulo PV (50), en donde al menos uno de los módulos PV está en una ubicación dentro de la central eléctrica híbrida que se ve afectada por las sombras de las palas, el método que comprende:
monitorizar al menos un parámetro de operación para uno o más de los WTG (10);
monitorizar al menos un parámetro de operación para uno o más de los módulos PV (50); y que se caracteriza por controlar la operación de los WTG (10) en dependencia de los parámetro de operación monitorizados con el fin de controlar las sombras de las palas proyectadas por los WTG (10) sobre los módulos PV (50) y, por ello, optimizar la salida de potencia de los módulos PV (50).
2. Un método según la reivindicación 1, en donde los parámetros de operación monitorizados para los WTG (10) incluyen uno cualquiera o más de: la velocidad, dirección y/o turbulencia del viento en una o más ubicaciones; la salida de potencia de uno o más de los WTG (10); la carga de pala en uno o más de los WTG (10); las pérdidas del cable para uno o más de los WTG (10); y el estado operativo de uno o más de los WTG (10).
3. Un método según la reivindicación 1 o la reivindicación 2, en donde los parámetros de operación monitorizados para los módulos PV (50) incluyen una o más de: las condiciones de luz en una o más ubicaciones dentro de la central eléctrica híbrida; las condiciones de luz en una o más ubicaciones de referencia fuera de la influencia de las sombras de WTG; la posición del sol; la hora; la fecha; la salida de potencia de uno o más de los módulos PV (50); la corriente o el voltaje de uno o más de los módulos PV (50); las pérdidas del cable para uno o más de los módulos PV (50); y el estado operativo de uno o más de los módulos PV (50).
4. Un método según cualquier reivindicación anterior, en donde los WTG (10) se controlan en dependencia de la salida de un sistema de seguimiento de sombras (7c) que está configurado para determinar la sombra de pala proyectada por el rotor (13) de uno o más de los WTG (10).
5. Un método según cualquier reivindicación anterior, en donde los WTG (10) se controlan en dependencia del diseño de la central eléctrica híbrida (1).
6. Un método según cualquier reivindicación anterior, en donde los WTG (10) se controlan individualmente y/o en grupos con el fin de tener en cuenta las diferentes condiciones de operación en diferentes WTG (10) y/o las posiciones de los módulos PV (50) cercanos con relación a cada WTG (10).
7. Un método según cualquier reivindicación anterior, en donde el paso de control de la operación de los WTG (10) comprende determinar si realizar o no una operación de control de WTG en particular aumentaría o disminuiría la salida de potencia de WTG y PV combinada de la central eléctrica híbrida (1), y realizar la operación de control de WTG si se determina que hacerlo así aumentaría la salida de potencia de WTG y PV combinada de la central eléctrica híbrida.
8. Un método según cualquier reivindicación anterior, en donde el paso de controlar la operación de los WTG comprende controlar el ángulo de guiñada de la góndola de uno o más de los WTG con el fin de optimizar la salida de potencia de los módulos PV.
9. Un método según cualquier reivindicación anterior, en donde el paso de controlar la operación de los WTG (10) comprende controlar el ángulo de paso de la pala de uno o más de los WTG (10) con el fin de optimizar la salida de potencia de los módulos PV (50).
10. Un método según la reivindicación 8 o la reivindicación 9, en donde el punto o puntos de ajuste del ángulo de guiñada de la góndola y/o el punto o puntos de ajuste del ángulo de paso de la pala se calculan por un controlador de central eléctrica (7).
11. Un método según la reivindicación 8 o la reivindicación 9, en donde el punto o puntos de ajuste del ángulo de guiñada de la góndola y el punto o puntos de ajuste del ángulo de paso de la pala se calculan por los controladores de WTG (30) de los WTG (10) respectivos.
12. Un método según cualquier reivindicación anterior, en donde el paso de controlar la operación de los WTG (10) comprende detener uno o más de los WTG (10) con el fin de optimizar la salida de potencia de los módulos PV (50).
13. Un método según cualquier reivindicación anterior, en donde el paso de controlar la operación de los WTG (10) comprende mover uno o más WTG (10) que se han detenido a una configuración en la que se reduce y/o minimiza la sombra de la pala proyectada por ese WTG (10) sobre los módulos PV (50) cercanos.
14. Un controlador configurado para controlar la operación de una central eléctrica híbrida (1) de acuerdo con el método de cualquier reivindicación anterior.
15. Un programa informático descargable desde una red de comunicaciones y/o almacenado en un medio de almacenamiento legible por máquina que comprende instrucciones de código de programa que, cuando se ejecutan por un ordenador, hacen que el ordenador lleve a cabo un método de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones 1 a 13.
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