ES2382786A1 - Metodo y sistema de control de tension de una central de generacion electrica y parque eolico. - Google Patents
Metodo y sistema de control de tension de una central de generacion electrica y parque eolico. Download PDFInfo
- Publication number
- ES2382786A1 ES2382786A1 ES200900729A ES200900729A ES2382786A1 ES 2382786 A1 ES2382786 A1 ES 2382786A1 ES 200900729 A ES200900729 A ES 200900729A ES 200900729 A ES200900729 A ES 200900729A ES 2382786 A1 ES2382786 A1 ES 2382786A1
- Authority
- ES
- Spain
- Prior art keywords
- voltage
- network
- power
- generation plant
- power generation
- 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.)
- Granted
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 39
- 238000010248 power generation Methods 0.000 title claims abstract description 32
- 230000005611 electricity Effects 0.000 claims description 7
- 230000004044 response Effects 0.000 description 19
- 230000008859 change Effects 0.000 description 11
- 238000012804 iterative process Methods 0.000 description 11
- 230000001934 delay Effects 0.000 description 9
- 230000014509 gene expression Effects 0.000 description 9
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 9
- 230000010355 oscillation Effects 0.000 description 9
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 7
- 230000008569 process Effects 0.000 description 5
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 2
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 2
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 2
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 2
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 2
- 208000004998 Abdominal Pain Diseases 0.000 description 1
- 208000002881 Colic Diseases 0.000 description 1
- 239000003990 capacitor Substances 0.000 description 1
- 230000000295 complement effect Effects 0.000 description 1
- 239000000470 constituent Substances 0.000 description 1
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 1
- 230000010354 integration Effects 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 239000000376 reactant Substances 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 230000001360 synchronised effect Effects 0.000 description 1
- 230000009466 transformation Effects 0.000 description 1
- 230000001052 transient effect Effects 0.000 description 1
- 238000012795 verification Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- H—ELECTRICITY
- H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
- H02J—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
- H02J3/18—Arrangements for adjusting, eliminating or compensating reactive power in networks
- H02J3/1885—Arrangements for adjusting, eliminating or compensating reactive power in networks using rotating means, e.g. synchronous 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
- 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
- F03D9/00—Adaptations of wind motors for special use; Combinations of wind motors with apparatus driven thereby; Wind motors specially adapted for installation in particular locations
- F03D9/20—Wind motors characterised by the driven apparatus
- F03D9/25—Wind motors characterised by the driven apparatus the apparatus being an electrical generator
- F03D9/255—Wind motors characterised by the driven apparatus the apparatus being an electrical generator connected to electrical distribution networks; Arrangements therefor
-
- G—PHYSICS
- G05—CONTROLLING; REGULATING
- G05F—SYSTEMS FOR REGULATING ELECTRIC OR MAGNETIC VARIABLES
- G05F1/00—Automatic systems in which deviations of an electric quantity from one or more predetermined values are detected at the output of the system and fed back to a device within the system to restore the detected quantity to its predetermined value or values, i.e. retroactive systems
- G05F1/70—Regulating power factor; Regulating reactive current or power
-
- H—ELECTRICITY
- H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
- H02J—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 parallely feeding a single network by two or more generators, converters or transformers
- H02J3/381—Dispersed generators
-
- 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—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
- H02J2300/00—Systems for supplying or distributing electric power characterised by decentralized, dispersed, or local generation
- H02J2300/20—The dispersed energy generation being of renewable origin
- H02J2300/28—The renewable source being wind energy
-
- H—ELECTRICITY
- H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
- H02J—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 parallely feeding a single network by two or more generators, converters or transformers
- H02J3/46—Controlling of the sharing of output between the generators, converters, or transformers
-
- 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
- Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
- Y02E10/00—Energy generation through renewable energy sources
- Y02E10/70—Wind energy
- Y02E10/72—Wind turbines with rotation axis in wind direction
-
- 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
- Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
- Y02E10/00—Energy generation through renewable energy sources
- Y02E10/70—Wind energy
- Y02E10/76—Power conversion electric or electronic aspects
-
- 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
- Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
- Y02E40/00—Technologies for an efficient electrical power generation, transmission or distribution
- Y02E40/30—Reactive power compensation
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)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Electromagnetism (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Radar, Positioning & Navigation (AREA)
- Automation & Control Theory (AREA)
- Supply And Distribution Of Alternating Current (AREA)
- Control Of Eletrric Generators (AREA)
Abstract
Método y sistema de control de tensión de una central de generación eléctrica y parque eólico, cuyo método comprende la estimación de la tensión equivalente de la red (VRed) a partir de las magnitudes eléctricas medidas en el punto de conexión de la central de generación (VSub), Pglobal, Qglobal, Iglobal, cos fi), y un modelo equivalente de la red eléctrica a la que se conecta el parque; y generación a partir de dicha tensión equivalente calculada (VRed) de una consigna (Qref) indicativa de la potencia reactiva a producir por la central de generación eléctrica, de forma que el sistema calcula la consigna de reactiva aplicando un método de control, y siendo todo ello aplicable en un parque eólico.
Description
Método y sistema de control de tensión de una
central de generación eléctrica y parque eólico.
La siguiente invención, según se expresa en el
enunciado de la presente memoria descriptiva, se refiere a un método
de control de tensión de una central de generación eléctrica,
teniendo por objeto esencial la generación de potencia reactiva de
acuerdo a la evolución de la tensión, de manera que se contribuya a
la estabilización de la tensión de la red.
Un segundo objeto de la invención se refiere a
un sistema de control de tensión de una central de generación
eléctrica que comprende el mencionado método de control de
tensión.
Un tercer objeto de la invención se refiere a un
parque eólico que comprende dicho sistema de control.
En la presente memoria se describe un método y
un sistema de control de tensión de una central de generación
eléctrica, siendo de especial aplicación en una central de
generación cólica.
Con el aumento del grado de penetración de
centrales de generación renovable en la red eléctrica, se les están
demandando a este tipo de generadores diversos servicios auxiliares,
tales como el control de tensión y frecuencia, para garantizar su
correcta integración en la red.
De esta forma, se han desarrollado controles de
potencia activa y reactiva para contribuir a la estabilización de la
frecuencia y de la tensión, respectivamente.
Este tipo de centrales de generación suelen
estar formadas por unidades de generación de poca potencia (paneles
fotovoltaicos, aerogeneradores, etc. del orden de kW a 10 MW) en
relación con las centrales convencionales (térmicas, nucleares, etc.
que pueden llegar hasta el orden de los GW). La coordinación y
control de todas las unidades de generación constituyentes de la
central de generación renovable, hace Indispensable que se dispongan
de sistemas de comunicación que envíen la información necesaria a
cada una de ellas.
La generación eólica en particular, es una de
las formas de generación renovable que más y más rápidamente ha
aumentado. Este tipo de unidades generadoras han utilizado
convencionalmente dos estrategias distintas para el control de
tensión en operación normal.
La primera estrategia ha sido incorporar en los
aerogeneradores controladores de la tensión en bornas del
aerogenerador. Un ejemplo de este tipo de control lo constituye el
documento de patente US 6965174 B2.
Este tipo de control es de rápida respuesta y no
necesita equipos adicionales de control en subestación, ya que, los
aerogeneradores siempre incorporan controladores y medidas de
tensión en bornas de conexión.
Sin embargo tiene la desventaja de que
únicamente se controla la tensión local, cuyo valor no es relevante
para la red eléctrica siempre que se mantenga dentro de los rangos
de operación especificados. Por el contrario la tensión en el punto
de conexión del parque no es controlada y por lo tanto puede estar
sujeta a variaciones.
La segunda estrategia ha sido incorporar
controladores de parque, que a partir de la tensión medida en el
punto de conexión del parque envían consignas a los aerogeneradores
de potencia reactiva o factor de potencia. Ejemplos de este tipo de
control son la solicitud de patente EP1433238 y parte de lo descrito
en el documento de patente US7166928B2.
La desventaja de esta solución es que para
conseguir una respuesta rápida exige una sofisticada red informática
que conecte el controlador de parque con los aerogeneradores.
Por otro lado, asociado a los retardos que
existen en el transcurso desde que se toman las medidas y se
calculan las consignas en subestación para las unidades de
generación hasta que los unidades generadoras las reciben y generan
en consecuencia (retrasos digitales y de comunicación y de respuesta
de los sistemas), se pueden producir oscilaciones de la tensión y de
la reactiva generada.
En algunas normativas de regulación de red,
especifican el nivel de potencia reactiva que se ha de generar en
función de la desviación de la tensión, imponiendo en muchos casos
como requisito un regulador de tensión proporcional. Especifican
también el tiempo de respuesta requerido de dicho regulador.
Este tipo de control puede conllevar la
aparición de oscilaciones de tensión adicionales dependiendo del
tipo de red a la que se conecte al parque eólico (generalmente con
bajas potencias de cortocircuito), la constante de proporcionalidad
(o droop) exigidos en el control, etc.
En la presente invención se propone un método de
control de tensión de una central de generación que soluciona los
inconvenientes citados anteriormente.
En la presente memoria se describe un método de
control de tensión de una central de generación eléctrica,
caracterizado por comprender los siguientes pasos:
- estimación de la tensión equivalente de la red
(V_{Red}) a partir de las magnitudes eléctricas medidas en el
punto de conexión de la central de generación eléctrica (V_{Sub},
P_{global}, Q_{global}, I_{global}, cos fi), y un modelo
equivalente de la red eléctrica a la que se conecta el parque;
- generación a partir de dicha tensión
equivalente calculada (V_{Red}) de una consigna (Q_{ref})
indicativa de la potencia reactiva a producir por la central de
generación eléctrica.
\vskip1.000000\baselineskip
Al generar la consigna de potencia reactiva a
partir de la tensión de la red (V_{Red}), mucho más estable que la
tensión del punto de conexión (V_{Sub}), sobre todo en el caso de
redes débiles, el control será más estable que los del estado de la
técnica, al no estar sujeto a las oscilaciones que se observan en
dicha tensión del punto de conexión, y que en consecuencia generan
fluctuaciones en las consignas de potencia reactiva. De esta manera,
la tensión en el punto de conexión de la central eléctrica obtenida
aplicando el método de la invención es más estable que los del
estado de la técnica.
En otro aspecto de la invención la consigna de
potencia reactiva (Q_{ref}) se calcula a partir de la tensión
equivalente de red (V_{Red}) y tiene un valor que corresponde a la
potencia reactiva que debe generar de manera estacionaria la central
de generación eléctrica para cumplir una ley de control previamente
definida.
El hecho de que la consigna de potencia reactiva
corresponda a aquélla que debe generar la central de generación
eléctrica en el estado estacionario, evita que los retardos que
existen en el transcurso desde que se toman las medidas y se
calculan las consignas en subestación para las unidades de
generación hasta que los unidades generadoras las reciben y generan
en consecuencia (retrasos digitales y de comunicación y de respuesta
de los sistemas), afecten a la controlabilidad del sistema.
En una primera alternativa de la invención, la
ley de control define la potencia reactiva a generar (Q_{ref}) en
función de la tensión en el punto de conexión de la central de
generación eléctrica (V_{Sub}) y de una tensión de referencia
(V_{ref}).
Según la primera alternativa de la invención se
calcula además la tensión en el punto de conexión (V_{Sub_{-}Est})
que se alcanzará de modo estacionario a la tensión equivalente de la
red (V_{Red}) y generando una potencia reactiva igual a la
consigna (Q_{ref}).
Dicha ley de control de tensión, según la
primera alternativa de la invención, puede venir impuesta por el
operador de red encargado de velar por la estabilidad del sistema
eléctrico y suele corresponderse con un control proporcional. En
este caso, la ley de control que define la respuesta requerida a la
central de generación eléctrica incluye además de la tensión de
referencia para la tensión en el punto de conexión (V_{ref}), una
constante (K) que relaciona la tensión en el punto de conexión
(V_{Sub}) y la potencia reactiva a generar (Q_{ref}) por la
central de generación eléctrica.
En una segunda alternativa de la invención, la
ley de control define la tensión que debe alcanzarse de modo
estacionario en el punto de conexión del parque (V_{ref}). De esta
manera, la consigna (Qr) corresponde a la potencia reactiva que debe
generar de manera estacionaria la central de generación eléctrica
para eliminar el error en estado estacionario entre la tensión de
consigna (V_{ref}) y la medida.
En otro aspecto de la invención, el método de
control comprende además el paso de estimar dinámicamente el modelo
eléctrico de la red a partir de las magnitudes eléctricas medidas en
el punto de conexión de la central de generación eléctrica (Vs, P,
Q, I, cos fi).
De esta manera, se detectan cambios en la red
eléctrica (deslastre de cargas, desconexión de unidades de
generación, etc.) que afectan a la impedancia equivalente de la red.
Debido a que el modelo de la red es empleado en el control de
tensión de la presente invención, el hecho de detectar
modificaciones de la impedancia, permite minimizar el error cometido
en el cálculo de las consignas de potencia reactiva.
Dicho modelo eléctrico de la red consiste en un
resistencia (R) y una reactancia serle (X).
En otro aspecto de la invención se guardan
registros de varios valores consecutivos de impedancias de la red,
de manera que ante cambios bruscos en el valor de dicha impedancia,
se modifican parámetros en el control de tensión, tales como el
tiempo de respuesta o la constante de proporcionalidad (K), de
manera que siga garantizándose la estabilidad del control.
\newpage
\global\parskip0.930000\baselineskip
Otro objeto de la invención es proporcionar un
sistema de control de tensión de una central de generación
eléctrica, comprendiendo dicho sistema medios de medida de unas
variables eléctricas en el punto de conexión de la central de
generación eléctrica y una unidad de control que calcula a partir
las variables eléctricas una consigna de potencia reactiva
(Q_{ref}) en el que además, se calcula la consigna de reactiva
aplicando un método de control según lo descrito anteriormente.
Otro objeto de la invención consiste en un
parque eólico caracterizado por comprender un sistema de control tal
y como se ha descrito anteriormente.
Para complementar la descripción que
seguidamente se va a realizar, y con objeto de ayudar a una mejor
comprensión de las características de la invención, se acompaña a
la presente memoria descriptiva, de un juego de planos en cuyas
figuras de forma ilustrativa y no limitativa, se representan los
detalles más característicos de la invención.
Figura 1. Muestra el esquema de una central de
generación distribuida según una realización preferente.
Figura 2. Muestra el esquema de un regulador de
tensión proporcional, según los requisitos de algunos operadores de
la red.
Figura 3. Muestra el esquema de un regulador de
tensión proporcional integral.
Figura 4. Muestra el esquema de un regulador de
tensión según una realización preferente.
Figura 5. Muestra un circuito equivalente por
fase de la red eléctrica a la que se conecta la central de
generación eléctrica.
Figura 6. Muestra el esquema de control según
una realización preferente.
Figura 7. Muestra un método de resolución
iterativo según una realización preferente.
Figura 8. Muestra un método de resolución
iterativo según una realización preferente.
Figura 9. Muestra la evolución de la tensión de
red y la potencia de una parque eólico.
Figura 10. Muestra la evolución de la tensión de
subestación de referencia y medida y la potencia reactiva medida en
un parque eólico, según un control de tensión convencional.
Figura 11. Muestra la evolución de la tensión de
subestación de referencia y medida y la potencia reactiva medida en
un parque eólico, según un control de tensión de una realización
preferente.
Figura 12. Muestra la evolución de la tensión de
subestación de referencia y medida y la potencia reactiva medida en
un parque eólico, según un control de tensión de una realización
preferente.
A la vista de las citadas figuras y según la
numeración adoptada, en la figura 1 se puede observar el esquema de
una central de generación distribuida (por ejemplo, un parque
eólico).
La central de generación distribuida está
compuesta por, al menos, dos. unidades de generación (o
aerogeneradores) 1, una red de parque 2, una unidad de control
central 3, un transformador 4, una unidad de medida 5 y una red de
comunicación 6.
La citada central de generación se conecta a la
red eléctrica 5 a través de un transformador 4 que adapta la tensión
de la red de parque 2 o nivel de tensión de generación a la tensión
de dicha red eléctrica 7 o nivel de tensión de la red de
distribución o transporte, según corresponda.
La unidad de control central 3 recibe
información de la unidad de medida 5 acerca de la potencia activa y
reactiva generadas por la central de generación, el nivel de tensión
o la corriente (P_{global}, Q_{global}, V_{Sub}), medidas bien
en el lado de la central de generación distribuida 2, o bien en el
lado de la red a la que se conecta la central de generación 7. Dicha
información es empleada por la unidad de control central para
calcular y enviar consignas a las unidades generadoras de potencia
reactiva y activa (Q_{I}, P_{I}) que responden a los controles
de tensión y frecuencia que en su caso sean exigidos por el operador
de red que corresponda.
En la figura 2 se puede ver el esquema de un
regulador de tensión proporcional, según lo exigido por algunos
operadores de red conforme aumenta el grado de penetración de la
generación renovable. Dicho regulador establece una cantidad de
reactiva a generar (Q) por la central de generación proporcional al
error de tensión (\DeltaV) existente entre la tensión medida
(V_{Med}) y la tensión de referencia (V_{ref}) en el punto en el
que se quiera realizar el control de tensión. Al ser un regulador
proporcional no elimina el error en régimen permanente de
tensión.
\global\parskip1.000000\baselineskip
Una alternativa al anterior es el regulador
proporcional integral (PI) mostrado en la figura 3. Dicho regulador
en función del error de tensión (\DeltaV) establece una cantidad
de reactiva a generar por la central de generación de manera que se
elimina el error en estado estacionario mientras los unidades de
generación no estén saturadas, es decir, tengan capacidad de generar
toda la reactiva que les sea consignada.
Sin embargo, el control integral no es el
exigido por los operadores de red, ya que puede provocar
oscilaciones de generación y consumo de reactiva por parte de
generadores que tengan activo este tipo de control y estén
conectados a un mismo punto de la red o próximos entre sí, debido a
disparidad en las constantes de tiempo de los controladores que las
diferentes unidades de generación tengan implementadas o a errores
en las medidas de tensión.
Es por esta razón que la mayoría de operadores
de red exigen un regulador de tensión proporcional.
Sin embargo, el regulador proporcional puede
provocar oscilaciones en la tensión, dependiendo de la constante del
controlador proporcional exigida y de la potencia de cortocircuito,
además de los retardos en comunicaciones y los retrasos digitales y
los retrasos asociados a la respuesta de los sistemas de generación
de reactiva de los que disponga la central de generación (unidades
de generación, bancos de condensadores, dispositivos tipo FACTS,
etc.).
Este hecho está provocado debido a que el
control se realiza basándose exclusivamente en la tensión medida en
el punto de conexión del parque a la red, siendo ésta mucho más
susceptible de sufrir variaciones ante cambios en la potencia
reactiva y activa generadas por central de generación. Por lo tanto,
desde que se produce un cambio en la tensión hasta que el control
central lo detecta y genera las consignas de reactiva necesarias,
los unidades de generación pueden estar en un punto de generación de
reactiva que sea opuesto al deseado, incrementando el error de
tensión.
Por otro lado, desde el momento en que la
tensión alcance la tensión de referencia, hasta que a las unidades
de generación se les comunique, continúan generando reactiva como si
hubiera error, haciendo así oscilante el control.
El objetivo de la presente invención es eliminar
las oscilaciones en la tensión ante variaciones en las condiciones
de funcionamiento, sin necesidad de recurrir a equipos y sistemas de
comunicación más ágiles y por lo tanto más caros, de manera que se
obtenga un sistema de control de tensión de características
superiores a los del estado de la técnica.
Tal y como se puede ver en la figura 4, en una
realización preferente para el cálculo de la consigna de reactiva
(Q_{ref}) en el bloque 9 se emplean medidas tomadas en el punto de
conexión a la red de potencia activa generada (P_{global}),
potencia reactiva (Q_{global}) y tensión (V_{Sub}).
Asimismo se emplea la tensión de referencia
(V_{Sub_{-}ref}) adecuada al punto donde se desea realizar el
control de tensión.
En una realización preferente dicho punto
corresponde al punto de la red al que se conecta la central de
generación eléctrica.
Para el cálculo de dicha referencia de potencia
reactiva (Q_{ref}) se emplea además en el bloque 9 un modelo
equivalente de la red eléctrica a la que se conecta la central de
generación eléctrica.
En la figura 5 se puede ver el circuito
equivalente por fase empleado en una realización preferente
correspondiente a dicho modelo de la red. La tensión
(V_{Sub}) representa la tensión en el punto de conexión a
la red la central de generación eléctrica, mientras que la tensión
(V_{Red}) representa la tensión de la red y la impedancia
de la misma viene dada por una parte real (R_{Red}) y una
imaginaria (jX_{Red}). Empleando la transformación de
(Park), el sistema de ecuaciones en ejes (dq) que rige el
comportamiento del circuito representado, para un sistema trifásico
de tensiones es como sigue:
El empleo de dicho equivalente de la red está
basado en la suposición de que los cambios más bruscos de la tensión
de subestación están directamente relacionados con cambios en la
tensión de la red (V_{Red}).
El uso de estas expresiones requiere además el
conocimiento de la impedancia de red (R_{Red}) y (X_{Red}). Esta
impedancia depende de la relación consumo generación, lo que se
traduce en variaciones en el valor de (R_{Red}) y (X_{Red}) en
cada momento y dificulta el empleo de las expresiones
anteriores.
En una realización preferente se supone la
impedancia de red constante, quedando los cambios en la red
reflejados únicamente en la tensión equivalente de red. Dicha
impedancia puede ser evaluada a partir de ensayos o ser facilitada
por el operador del sistema.
\newpage
Ante la detección de un cambio en la tensión de
subestación (V_{Sub}) ha de calcularse cuál es la tensión de la
red (V_{Red}) que ha propiciado dicho cambio. Para ello, en una
realización preferente se calculan las corrientes (I_{d}) e
(I_{q}), del sistema de ecuaciones anterior a partir de las
medidas de potencia activa (P_{global}), potencia reactiva
(Q_{global}) y tensión (V_{Sub}) en el punto de conexión a red
(PCC), lo cual, tomando la tensión de subestación alineada con el
eje (q), se puede realizar según la siguientes expresiones:
En una primera realización preferente se plantea
un control del tipo proporcional de características similares al de
la figura 3. Sin embargo el control propuesto no emplea directamente
la tensión medida en el punto de conexión (V_{Sub_{-}med}) para el
cálculo de la referencia de reactiva, sino la tensión en ese punto
correspondiente al estado estacionario, tal y como se muestra en la
figura 6.
En dicha figura 6 se puede ver el esquema de
control según dicha primera realización preferente. En ella, a
partir de las medidas tomadas en el punto de conexión a la red
(P_{global}, Q_{global}, V_{Sub}), se calcula en el bloque 8
la tensión en el punto de conexión correspondiente al estado
estacionario (V_{Sub_{-}Est}) que se alcanzará en la nueva
situación.
A partir del error existente (\DeltaV) entre
dicha tensión calculada (V_{Sub_{-}Est}) y de la tensión de
referencia (V_{Sub_{-}Ref}) se calcula a partir de la constante de
proporcionalidad exigida por el operador del sistema la consigna de
reactiva a generar por la central de generación eléctrica.
Para ello se considera en una realización
preferente que, al ser los transitorios en un evento semejante
relativamente rápidos, ante un cambio en la tensión de subestación y
hasta que se alcance la nueva situación estacionaria, la potencia
activa generada por el parque eólico (P_{Global}) no se modifica
sustancialmente. Por lo tanto, la potencia activa generada en el
futuro estado estacionario corresponderá a la medida en ese
instante. Por otro lado, se considera también que la tensión de la
red (V_{Red}) no se modifica sustancialmente como consecuencia del
control de tensión de la subestación, sino que las variables que
habrán cambiado en el estado estacionario serán la potencia reactiva
generada (Q_{Goblal}) y la tensión de subestación (V_{Sub}) como
consecuencia.
De esta manera, el sistema de control
proporciona, ante un cambio en las variables del sistema, el valor
de potencia reactiva de referencia (Q_{ref}) relacionado con el
nuevo valor de tensión estacionario (V_{Sub_{-}Est}). Cuando se
aplique como referencia este valor de consigna reactiva (Q_{ref})
al parque eólico 10 se evitará cualquier oscilación, puesto que el
control no tiene en cuenta lo ocurrido con las variables durante el
transitorio. Se superan así los problemas derivados de los retrasos
de comunicación y de respuesta de las unidades de generación.
En una realización preferente, el conjunto de
ecuaciones empleadas en el bloque 9 de la figura 6 para el cálculo
de la tensión de subestación (V_{Sub}) en el futuro estado
estacionario son las siguientes:
Para la resolución del anterior sistema de
ecuaciones, en una realización preferente se plantea un método
iterativo tal y como se puede ver en la figura 7.
En el bloque 11 se realiza una serie de pasos
previos al proceso iterativo, de cara a la obtención de las
variables necesarias para dicho proceso. Estos son:
- -
- Obtención de medidas 12 de potencia activa generada por el parque (P_{Global}), potencia reactiva total generada (Q_{Global}) y tensión en el punto de conexión a la red eléctrica o en el punto en el que se desea realizar el control de tensión (V_{Sub}).
- -
- Cálculo de la corriente 13 en el punto donde se desea realizar el control de tensión en ejes (dq), (i_{d_{-}Sub}) e (i_{q_{-}Sub}), a partir de las medidas de potencia activa (P_{global}), potencia reactiva (Q_{global}) y tensión (V_{Sub}) en el punto de conexión a red (PCC), lo cual, tomando dicha tensión alineada con el eje (q), según la siguientes expresiones:
- -
- Cálculo de la tensión de red 14 en ejes (dq), (V_{d_{-}Red}) y (V_{q_{-}Red}), según las ecuaciones que rigen el comportamiento del circuito equivalente por fase de la red eléctrica a la que se conecta el parque mostrado en la figura 4, es decir:
De las variables medidas, calculadas o estimadas
en el bloque 11, se suponen constantes a lo largo del proceso
iterativo las siguientes:
- -
- La potencia generada total (P_{global}), que sigue una dinámica lenta. Se considera que ante un cambio en la tensión de la red y hasta que se alcance el estacionario posterior a dicho cambio, la variable que cambia en consecuencia es la potencia reactiva generada (Q_{global}).
- -
- La tensión de la red calculada en ejes (dq), (V_{d_{-}Red}) y (V_{q_{-}Red}). Se supone la generación o el consumo de reactiva correspondiente al control de tensión no tiene influencia sobre dicha tensión de red, sino exclusivamente sobre la tensión de subestación.
\vskip1.000000\baselineskip
Una vez realizados los cálculos en el bloque 11,
se inicia el proceso iterativo 15. Dicho proceso comprende los
siguientes pasos:
- -
- Cálculo en el bloque 16 de las potencias reactivas (Q^{k}_{ref}) y (Q^{k}_{Calc}) a Partir de las expresiones siguientes, donde el superíndice K identifica el número de iteración:
- -
- Comprobación en el bloque 17 de que la potencia reactiva calculada corresponde efectivamente a la correspondiente al estado estacionario. Para ello, se procede al cálculo de la diferencia entre la potencia reactiva calculada a partir de las corrientes y tensiones del sistema (Q^{k} _{Calc}) y la potencia reactiva de referencia correspondiente a dichas tensiones (Q^{k} _{ref}). A dicha diferencia se le denomina error:
En una realización preferente se establece una
cota que no puede ser superada por el error entre la potencia
reactiva calculada y la potencia reactiva de referencia, para que
sea considerado el resultado como el correspondiente al estado
estacionario:
Si el error es mayor que la cota fijada, se
inicia una nueva iteración.
- -
- Cálculo en el bloque 18 de una nueva potencia reactiva (Q^{k} _{Med}) que se calcula como combinación lineal de (Q^{k} _{Calc}) y (Q^{k} _{ref}) con el fin de que el sistema converja, de la siguiente manera:
- K_{1} y K_{2} se pueden ajustar previamente de manera que se minimice el número de iteraciones necesarias para llegar al resultado final.
- -
- Cálculo en el bloque 19 de las corrientes (i^{k} _{q_{-}Sub}) y (i^{k} _{d_{-}Sub}) que se establecen para la nueva situación de potencia reactiva (Q^{k} _{Med}), teniendo en cuenta que la potencia activa permanece constante, a partir de las siguientes expresiones:
- -
- Cálculo en el bloque 20 de las tensiones en el punto donde se realiza el control, a partir de las ecuaciones que modelan el comportamiento de la red a la que se conecta el parque eólico y las corrientes previamente calculadas, teniendo en cuenta que (V_{d_{-}Red}) y (V_{q_{-}Red}) no cambian con respecto al paso previo al proceso iterativo:
\vskip1.000000\baselineskip
\vskip1.000000\baselineskip
- -
- Con las tensiones y corrientes, dentro del proceso iterativo 15, se calcula de nuevo la potencia reactiva de referencia y potencia reactiva calculada, y se continúa el proceso iterativo de manera semejante.
- Si efectivamente
en en el bloque 17 se comprueba que
12 el proceso iterativo concluye y en el bloque 21 se calcula la tensión correspondiente al estado estacionario al que se llegará como consecuencia del cambio de la tensión de red y al generar la reactiva requerida para esa nueva situación. Dicha tensión en ejes (dq) responde a la siguiente expresión:
\vskip1.000000\baselineskip
\vskip1.000000\baselineskip
Tal y como se puede ver en la figura 6, en una
realización preferente dicha tensión estacionaria (V_{Sub_{-}Est})
es empleada para el cálculo del error (\DeltaV) al que se aplica
una ganancia (K) para el cálculo de la potencia reactiva de
referencia.
En una segunda realización preferente, el
sistema de ecuaciones resuelto en el bloque 9 de la figura 4 es tal
que se incluye una ecuación que iguala la tensión de referencia al
valor eficaz de la tensión medida en el punto en el que se realiza
el control, imponiendo de esta manera un error nulo en el estado
estacionario.
De la resolución del sistema de ecuaciones se
obtiene una producción de potencia reactiva (Q_{Calc}) que elimina
el error en el estado estacionario y que será la emitida como
consigna de reactiva (Q_{ref}) para realizar el control de
tensión.
Para la resolución del anterior sistema de
ecuaciones, en una realización preferente se plantea un método
iterativo tal y como se puede ver en la figura 8.
En el paso previo, relativo al bloque 11, al
comienzo del proceso iterativo, los cálculos coinciden con los
explicados previamente para la figura 7, al igual que coinciden las
hipótesis del proceso Iterativo: la potencia generada (P_{Global})
y la tensión de la red (V_{d_{-}Red}) y (V_{q_{-}Red})
permanecen constantes de un paso a otro del proceso de
iteración.
Una vez realizados los cálculos previos en 11,
se inicia el proceso iterativo 15. Dicho proceso comprende los
siguientes pasos:
- -
- Comprobación en el bloque 22 de que la tensión de subestación calculada (o medida en el caso de la primera iteración) y la tensión de subestación de referencia son aproximadamente iguales, es decir, que el error existente entre ellas es menor que una determinada cota.
\vskip1.000000\baselineskip
\vskip1.000000\baselineskip
- Si el error es mayor que la cota fijada, se inicia una nueva iteración.
- -
- Cálculo en el bloque 23 de la tensión de subestación objetivo en el eje (q) (V^{q} _{q_{-}Sub_{-}Objetivo}), a partir de la consigna de tensión (V_{ref}). Para ello se considera que la tensión en el eje d no cambia, sino que coincide con la de la iteración anterior. Es decir:
- A partir de dicha tensión y del modelo de la red a la que se conecta el parque se calcula además en el bloque 23 la corriente, objetivo en el eje (d) asociada con la generación de reactiva, (i^{k} _{d_{-}Sub_{-}Objetivo}), según la siguiente expresión:
- Se considera para ello que la corriente en el eje (q) permanece constante.
- -
- A partir de dicha corriente en el eje (d) objetivo y tensión en el eje (q) objetivo se calcula en el bloque 24 la potencia reactiva asociada objetivo Q^{k} _{Objetivo}.
\vskip1.000000\baselineskip
\vskip1.000000\baselineskip
- -
- Cálculo en el bloque 25 de las corrientes (i^{k} _{q_{-}Sub}) y (i^{k} _{d_{-}Sub}) que se establecen para la nueva situación de potencia reactiva (Q^{k} _{Objetivo}), teniendo en cuenta que la potencia activa permanece constante, a partir de las siguientes expresiones:
\vskip1.000000\baselineskip
- -
- Cálculo en el bloque 26 de las tensiones en el punto donde se realiza el control, a partir de las ecuaciones que modelan el comportamiento de la red a la que se conecta el parque eólico y las corrientes previamente calculadas, teniendo en cuenta que (V_{d _{-} Red}) y (V_{q _{-}Red}) no cambian con respecto al paso previo al proceso iterativo:
\vskip1.000000\baselineskip
\vskip1.000000\baselineskip
Si efectivamente en el bloque 22 se comprueba
que 21 el proceso iterativo 15 concluye y en el
bloque 27 se genera la referencia de potencia reactiva
(Q_{ref}), igualándola a la potencia reactiva objetivo
(Q^{k} _{Objetivo}), consiguiendo así una referencia de
potencia reactiva que elimina el error de tensión en el futuro
estado estacionario, de manera mucho más rápida que un controlador
proporcional integral (PI) convencional.
Los bloques anteriormente descritos pueden
corresponder a distintos dispositivos de los que está constituido
una unidad de control, o alternativamente puede ajustarse una unidad
de cálculo para realizar los cálculos descritos anteriormente,
siendo cada bloque descrito una etapa de dicho cálculo.
En una realización preferente una unidad de
control de un parque eólico es un dispositivo programable
configurado para ejecutar el método anteriormente descrito. Ambos
métodos iterativos son de sencilla implementación en los sistemas de
control digitales de subestación, (PLC), y requiere reducidos
tiempos de cálculo.
En una realización preferente un sistema de
control de un parque eólico comprende medios de medida de unas
variables eléctricas en el punto de conexión de la central de
generación eléctrica y dicha unidad de control.
En la figura 9 se puede ver la potencia activa
generada por un parque eólico que tiene una potencia instalada de 27
MW y la tensión de la red equivalente del sistema. Se considera una
variación rápida de potencia activa al igual que cierto ruido en la
tensión de red, para analizar la robustez de los sistemas de
control. En esta situación de generación se analiza la respuesta de
distintos tipos de controles de tensión.
En la figura 10 se muestra la evolución de la
tensión de subestación (V_{sub}) y la potencia reactiva
(Q_{sub_{-}real}) generada por el parque eólico con un control de
tensión convencional. La respuesta exigida por el operador del
sistema es tal que, ante una desviación de tensión (\DeltaV) del
4%, los aerogeneradores deben generar toda la reactiva que son
capaces, con el signo adecuado, y con una velocidad de respuesta de
un segundo. Se comprueba que con este tipo de control de tensión, no
se consigue una buena respuesta, ya que debido a los retrasos, a las
características de la red, y al tipo de respuesta exigida por el
operador, el sistema se vuelve oscilante.
En la figura 11 se muestra la evolución de la
tensión de subestación (V_{sub}) y la potencia reactiva generada
por el parque eólico (Q_{sub_{-}real}) con un control de tensión
según la primera realización de la invención. La respuesta exigida
por el operador del sistema es tal que, ante una desviación de
tensión (\DeltaV) del 4%, los aerogeneradores deben generar toda
la reactiva que son capaces, con el signo adecuado, y con una
velocidad de respuesta de un segundo. Se comprueba que con este tipo
de control de tensión, se consigue una respuesta rápida y estable,
ya que desde el primer instante se calcula y envía una consigna de
potencia reactiva que es la adecuada para el estado estacionario de
la tensión. Las oscilaciones que se observan son debidas a la
debilidad de la red a la que se conecta el parque eólico y a las
oscilaciones de potencia activa generada y la tensión de la red.
Además, debido a las características de la respuesta exigida no se
elimina el error en estado estacionario.
En la figura 12 se muestra la evolución de la
tensión de subestación (V_{sub}) y la potencia reactiva generada
por el parque eólico (Q_{sub_{-}real}) con un control de tensión
según la segunda realización de la invención. En este caso el
requisito es eliminar el error de tensión en estado estacionario. Se
comprueba que con este tipo de control de tensión, se consigue una
respuesta rápida y estable que además, mientras la capacidad de
reactiva de los aerogeneradores lo permite, elimina el error en
estado estacionario. Las oscilaciones que se observan son motivadas
por las razones expuestas anteriormente.
En una realización preferente se estima
dinámicamente el valor de la impedancia de la red (Rred) y (Xred) a
partir de las magnitudes eléctricas medidas en el punto de conexión
del parque eólico (V_{Sub}, P_{Global}, Q_{Global}, I, cos
fi).
El método de estimación se basa en la resolución
un sistema de ecuaciones en régimen estacionario, que refleja el
comportamiento de la red en tres instantes cercanos en el tiempo
(t1), (t2), (t3). Para la ejecución de la estimación de la red se
supone que en dichos instantes el módulo de la tensión de la red
(V_{Red}), así como la impedancia de la red permanecen
constantes.
\newpage
Dicho sistema de ecuaciones, con las variables
eléctricas expresadas en ejes (dq) sincronizadas a la frecuencia de
la red y estando el eje q alineado con la tensión de subestación
(V_{Sub}), queda como sigue:
donde los superíndices (t1), (t2),
(t3) identifican los Instantes de tiempo a los que corresponden las
ecuaciones. Las corrientes (i_{d_{-}Sub}) e
(i_{q_{-}Sub}), así como las tensiones
(V_{q_{-}Sub}) en cada instante son obtenidas a partir de
las medidas realizadas en el punto de conexión del parque a la
red.
De la resolución del anterior sistema de
ecuaciones se obtienen los valores de la resistencia (R_{Red}) y
la inductancia (X_{Red}) del modelo equivalente de la red empleado
para el control de tensión objeto de esta invención.
En una realización preferente el tiempo de ciclo
de estimación de la impedancia equivalente de la red es
substancialmente mayor que el de control de tensión.
En una realización preferente se guardan
registros de varios valores consecutivos de impedancias de la red,
de manera que ante cambios bruscos en el valor de dicha impedancia,
se modifican parámetros en el control de tensión de manera que siga
garantizándose la estabilidad del control. En una realización
preferente uno de dichos parámetros es la ganancia (K) del control
mostrado en la figura 6.
En una realización preferente, ante cambios
bruscos en el valor de la impedancia de red el sistema de control
señaliza dicho evento mediante una alarma.
Claims (11)
1. Método de control de tensión de una central
de generación eléctrica, caracterizado por comprender los
siguientes pasos:
- estimación de la tensión equivalente de la red
(V_{Red}) a partir de las magnitudes eléctricas medidas en el
punto de conexión de la central de generación eléctrica (V_{Sub},
P_{global}, Q_{global}, I_{global}, cos fi), y un modelo
equivalente de la red eléctrica a la que se conecta el parque;
- generación a partir de dicha tensión
equivalente calculada (V_{Red}) de una consigna (Q_{ref})
indicativa de la potencia reactiva a producir por la central de
generación eléctrica.
\vskip1.000000\baselineskip
2. Método de control de tensión de una central
de generación eléctrica, según la reivindicación 1,
caracterizado porque la consigna de potencia reactiva
(Q_{ref}) se calcula a partir de la tensión equivalente de red
(V_{Red}) y tiene un valor que corresponde a la potencia reactiva
que debe generar de manera estacionarla la central de generación
eléctrica para cumplir una ley de control preestablecida.
3. Método de control de tensión de una central
de generación eléctrica, según la reivindicación 2,
caracterizado porque ley de control define la potencia
reactiva a generar (Q_{ref}) en función de la tensión en el punto
de conexión de la central de generación eléctrica (V_{Sub}) y de
una tensión de referencia (V_{ref}).
4. Método de control de tensión de una central
de generación eléctrica, según la reivindicación 3,
caracterizado porque se calcula la tensión en el punto de
conexión (V_{Sub_{-}Est}) que se alcanzará de modo estacionario a
la tensión equivalente de la red y generando una potencia reactiva
igual a la consigna (Q_{ref}).
5. Método de control de tensión de una central
de generación eléctrica, según la reivindicación 3,
caracterizado porque la ley de control está definida mediante
una tensión de referencia para la tensión en el punto de conexión
(V_{ref}) y una constante (K) que relaciona la tensión en el punto
de conexión (V_{Sub}) y la potencia reactiva a generar
(Q_{ref}).
6. Método de control de tensión de una central
de generación eléctrica, según la reivindicación 2,
caracterizado porque la ley de control define la tensión que
debe alcanzarse de modo estacionario en el punto de conexión del
parque (V_{ref}).
7. Método de control de tensión de una central
de generación eléctrica, según cualquiera de las reivindicaciones
anteriores, caracterizado porque dicho método comprende
además el paso de estimar dinámicamente el modelo de la red a partir
de las magnitudes eléctricas medidas en el punto de conexión de la
central de generación eléctrica (Vs, P, Q, I, cos fi).
8. Método de control de tensión de una central
de generación eléctrica, según la reivindicación 7,
caracterizado por que dicho modelo eléctrico de la red
consiste en un resistencia (R) y una reactancia serie (X).
9. Método de control de tensión de una central
de generación eléctrica, según la reivindicación 7,
caracterizado porque se guardan registros de varios valores
consecutivos de impedancias de la red, de manera que ante cambios
bruscos en el valor de dicha impedancia, se modifican parámetros en
el control de tensión de manera que siga garantizándose la
estabilidad del control.
10. Sistema de control de tensión de una central
de generación eléctrica, que comprende medios de medida de unas
variables eléctricas en el punto de conexión de la central de
generación eléctrica y una unidad de control que calcula a partir
las variables eléctricas una consigna de potencia reactiva
(Q_{ref}), caracterizado porque la consigna de reactiva se
calcula aplicando un método de control según cualquiera de las
reivindicaciones 1 a 9.
11. Parque eólico, caracterizado por
comprender un sistema de control según la reivindicación 10.
Priority Applications (4)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| ES200900729A ES2382786B1 (es) | 2009-03-17 | 2009-03-17 | Metodo y sistema de control de tension de una central de generacion electrica y parque eolico |
| US12/724,945 US9257845B2 (en) | 2009-03-17 | 2010-03-16 | Power generation plant voltage control |
| EP10156701.4A EP2236820B1 (en) | 2009-03-17 | 2010-03-17 | Voltage control method and system for a power generation plant and wind farm |
| ES10156701.4T ES2634112T3 (es) | 2009-03-17 | 2010-03-17 | Método y sistema de control de tensión de una central de generación eléctrica y parque eólico |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| ES200900729A ES2382786B1 (es) | 2009-03-17 | 2009-03-17 | Metodo y sistema de control de tension de una central de generacion electrica y parque eolico |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| ES2382786A1 true ES2382786A1 (es) | 2012-06-13 |
| ES2382786B1 ES2382786B1 (es) | 2013-05-07 |
Family
ID=42315657
Family Applications (2)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| ES200900729A Expired - Fee Related ES2382786B1 (es) | 2009-03-17 | 2009-03-17 | Metodo y sistema de control de tension de una central de generacion electrica y parque eolico |
| ES10156701.4T Active ES2634112T3 (es) | 2009-03-17 | 2010-03-17 | Método y sistema de control de tensión de una central de generación eléctrica y parque eólico |
Family Applications After (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| ES10156701.4T Active ES2634112T3 (es) | 2009-03-17 | 2010-03-17 | Método y sistema de control de tensión de una central de generación eléctrica y parque eólico |
Country Status (3)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US9257845B2 (es) |
| EP (1) | EP2236820B1 (es) |
| ES (2) | ES2382786B1 (es) |
Families Citing this family (33)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US9478987B2 (en) * | 2009-11-10 | 2016-10-25 | Siemens Aktiengesellschaft | Power oscillation damping employing a full or partial conversion wind turbine |
| JP5740561B2 (ja) * | 2010-04-27 | 2015-06-24 | パナソニックＩｐマネジメント株式会社 | 電圧制御装置、電圧制御方法及び電圧制御プログラム |
| ES2536231T3 (es) * | 2010-08-13 | 2015-05-21 | Vestas Wind Systems A/S | Producción de energía eólica con fluctuaciones de potencia reducidas |
| 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 |
| US9046077B2 (en) * | 2011-12-28 | 2015-06-02 | General Electric Company | Reactive power controller for controlling reactive power in a wind farm |
| US9593667B2 (en) * | 2011-12-29 | 2017-03-14 | Vestas Wind Systems A/S | Wind turbine generator |
| DE102012004225A1 (de) * | 2012-03-06 | 2013-09-12 | Rwe Innogy Gmbh | Windenergiesystem |
| EP2874273B1 (en) * | 2012-07-10 | 2017-09-06 | Hitachi, Ltd. | Power system control system, and power system control method |
| DE102012212364A1 (de) | 2012-07-13 | 2014-01-16 | Wobben Properties Gmbh | Verfahren und Vorrichtung zum Einspeisen elektrischer Energie in ein elektrisches Versorgungsnetz |
| DE102012212777A1 (de) * | 2012-07-20 | 2014-01-23 | Wobben Properties Gmbh | Verfahren zum Steuern eines Windparks |
| US9081407B2 (en) * | 2012-12-21 | 2015-07-14 | General Electric Company | Voltage regulation system and method |
| CN103095207B (zh) * | 2013-01-16 | 2014-11-26 | 浙江省电力公司电力科学研究院 | 一种等值阻抗补偿方法及系统 |
| CN103558768B (zh) * | 2013-08-12 | 2016-09-21 | 清华大学 | 一种基于风电场内风速分布特性的等值建模方法 |
| CN103956767B (zh) * | 2014-02-21 | 2016-04-20 | 国家电网公司 | 一种考虑尾流效应的风电场并网稳定性分析方法 |
| GB201411004D0 (en) | 2014-06-20 | 2014-08-06 | Univ Dublin | Method for controlling power distribution |
| CN104281192B (zh) * | 2014-09-29 | 2016-06-22 | 许继电气股份有限公司 | 一种光伏逆变器有功调度方法 |
| JP6478588B2 (ja) * | 2014-11-26 | 2019-03-06 | 三菱電機株式会社 | 電圧制御装置および電圧計測装置 |
| 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 |
| US9847647B2 (en) | 2015-10-07 | 2017-12-19 | General Electric Company | Solar power conversion system and method |
| US9997921B2 (en) | 2015-10-07 | 2018-06-12 | General Electric Company | Solar power conversion system and method |
| US9970417B2 (en) | 2016-04-14 | 2018-05-15 | General Electric Company | Wind converter control for weak grid |
| US10027118B2 (en) | 2016-05-19 | 2018-07-17 | General Electric Company | System and method for balancing reactive power loading between renewable energy power systems |
| EP3472912A1 (en) * | 2016-06-21 | 2019-04-24 | General Electric Company | System and method for controlling a power generating unit |
| CN109906536B (zh) | 2016-10-12 | 2022-12-27 | 维斯塔斯风力系统集团公司 | 与风力发电厂中的无功功率控制有关的改进 |
| WO2018201105A1 (en) * | 2017-04-27 | 2018-11-01 | Massachusetts Institute Of Technology | Plug-and-play reconfigurable electric power microgrids |
| CN109960823B (zh) * | 2017-12-22 | 2023-04-07 | 北京金风科创风电设备有限公司 | 风力发电机组的等效风速确定方法和设备 |
| EP3506449A1 (en) | 2017-12-29 | 2019-07-03 | Acciona Windpower, S.A. | Method for operating electrical machines |
| JP6452909B1 (ja) * | 2018-02-05 | 2019-01-16 | 三菱電機株式会社 | 集中電圧制御装置および集中電圧制御システム |
| DE102018122586A1 (de) * | 2018-09-14 | 2020-03-19 | Wobben Properties Gmbh | Windpark mit einer Stabilisierungseinheit sowie eine solche Stabilisierungseinheit |
| CN109888820B (zh) * | 2019-02-14 | 2021-11-02 | 国网甘肃省电力公司嘉峪关供电公司 | 用于计算新能源机组的短路电流贡献值的方法 |
| US10985611B2 (en) | 2019-04-10 | 2021-04-20 | General Electric Company | System and method for estimating grid strength |
| WO2021202909A1 (en) | 2020-04-02 | 2021-10-07 | Dominion Energy, Inc. | Electrical grid control systems and methods using dynamically mapped effective impedance |
Citations (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| ES2158116T3 (es) * | 1994-07-22 | 2001-09-01 | Electric Power Res Inst | Regulador de una linea de transmision que comprende una fuente de tension controlada en continuo, sensible a una demanda de potencia activa asi como a una demanda de potencia reactiva. |
Family Cites Families (13)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| DE19516604A1 (de) * | 1995-05-09 | 1997-02-13 | Siemens Ag | Verfahren und Vorrichtung zur statischen und dynamischen Stützung einer Netzspannung mittels einer statischen Kompensationseinrichtung mit einem selbstgeführten Stromrichter |
| DE10136974A1 (de) * | 2001-04-24 | 2002-11-21 | Aloys Wobben | Verfahren zum Betreiben einer Windenergieanlage |
| PL212098B1 (pl) | 2001-09-28 | 2012-08-31 | Aloys Wobben | Sposób eksploatacji farmy wiatrowej |
| US6924565B2 (en) * | 2003-08-18 | 2005-08-02 | General Electric Company | Continuous reactive power support for wind turbine generators |
| US7119452B2 (en) * | 2003-09-03 | 2006-10-10 | General Electric Company | Voltage control for wind generators |
| EP1764894A1 (en) * | 2005-09-19 | 2007-03-21 | ABB Schweiz AG | Method for detecting islanding operation of a distributed generator |
| US7505833B2 (en) * | 2006-03-29 | 2009-03-17 | General Electric Company | System, method, and article of manufacture for controlling operation of an electrical power generation system |
| US7346462B2 (en) * | 2006-03-29 | 2008-03-18 | General Electric Company | System, method, and article of manufacture for determining parameter values associated with an electrical grid |
| US7983799B2 (en) * | 2006-12-15 | 2011-07-19 | General Electric Company | System and method for controlling microgrid |
| US7755371B2 (en) * | 2007-02-27 | 2010-07-13 | Osisoft, Inc. | Impedance measurement of a power line |
| EP2227847B1 (en) | 2007-12-28 | 2014-01-29 | Vestas Wind Systems A/S | Method for controlling a grid voltage |
| ES2545606T3 (es) * | 2008-06-30 | 2015-09-14 | Vestas Wind Systems A/S | Procedimiento y sistema para operar una planta de energía eólica que comprende un número de generadores de turbina eólica |
| US8041465B2 (en) * | 2008-10-09 | 2011-10-18 | General Electric Company | Voltage control at windfarms |
-
2009
- 2009-03-17 ES ES200900729A patent/ES2382786B1/es not_active Expired - Fee Related
-
2010
- 2010-03-16 US US12/724,945 patent/US9257845B2/en active Active
- 2010-03-17 EP EP10156701.4A patent/EP2236820B1/en active Active
- 2010-03-17 ES ES10156701.4T patent/ES2634112T3/es active Active
Patent Citations (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| ES2158116T3 (es) * | 1994-07-22 | 2001-09-01 | Electric Power Res Inst | Regulador de una linea de transmision que comprende una fuente de tension controlada en continuo, sensible a una demanda de potencia activa asi como a una demanda de potencia reactiva. |
Non-Patent Citations (2)
| Title |
|---|
| (Fernando Santodomingo Llamas); MADRID, septiembre de 2006; "Dispositivo para soportar huecos de tension y compensacion de reactiva en generadores eolicos";URL: http://www.iit.upcomillas.es/pfc/resumenes/44fed25bdc85d.pdf * |
| (Lars Helle) 10/04/2007 "Modeling and Comparison of PowerConverters for Doubly Fed Induction Generators in Wind Turbines", URL: http://vbn.aau.dk/files/14466775/final_thesis_lars_helle * |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| ES2634112T3 (es) | 2017-09-26 |
| EP2236820B1 (en) | 2017-04-19 |
| EP2236820A3 (en) | 2014-08-13 |
| US9257845B2 (en) | 2016-02-09 |
| ES2382786B1 (es) | 2013-05-07 |
| US20100237834A1 (en) | 2010-09-23 |
| EP2236820A2 (en) | 2010-10-06 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| ES2382786A1 (es) | Metodo y sistema de control de tension de una central de generacion electrica y parque eolico. | |
| US10794364B2 (en) | Method for feeding electrical power into an electric supply network | |
| US9640997B2 (en) | Power system stabilization using distributed inverters | |
| ES2841729T3 (es) | Método de control de un aerogenerador | |
| JP4306760B2 (ja) | 分散型電源 | |
| US11619206B2 (en) | System and method for controlling a power generating unit | |
| US20150054339A1 (en) | Microgrid reactive power management for voltage regulation during and subsequent to islanding | |
| CN107294116A (zh) | 一种多域电力系统负荷频率控制方法 | |
| US20200401740A1 (en) | Aggregated model of large-scale wind farms for power system simulation software tools | |
| CN109906536B (zh) | 与风力发电厂中的无功功率控制有关的改进 | |
| BRPI1103163A2 (pt) | método e sistemas para controlar uma entidade de produção de energia | |
| CN106374498B (zh) | 一种考虑二次电压频率控制的微电网潮流计算方法 | |
| US11264802B2 (en) | Relating to reactive power control in wind power plants | |
| CN105186502B (zh) | 基于安全域的含双馈风机电力系统暂态稳定性分析方法 | |
| Mousavi et al. | Observer-based high-order sliding mode control of DFIG-based wind energy conversion systems subjected to sensor faults | |
| JP2015192477A (ja) | 制御装置、制御方法および発電システム | |
| Shehata | Direct power control of wind‐turbine‐driven DFIG during transient grid voltage unbalance | |
| CN113013913B (zh) | 风电场无功电压控制系统和方法 | |
| CN114204860A (zh) | 基于虚拟同步发电技术的三相逆变器控制方法及系统 | |
| Simon et al. | Impact of DFIG based wind energy conversion system on fault studies and power swings | |
| Konstantinopoulos et al. | Dynamic active power control in type-3 wind turbines for transient stability enhancement | |
| Shabbir | Advanced control schemes for wind power plants and renewable energy-based islanded microgrids | |
| CN114400714B (zh) | 一种风电场电压分层协调优化控制方法及系统 | |
| US20220311245A1 (en) | Method for feeding electrical power into an electrical supply network | |
| CN108306304B (zh) | 一种电压稳定控制方法 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| FG2A | Definitive protection |
Ref document number: 2382786 Country of ref document: ES Kind code of ref document: B1 Effective date: 20130507 |
|
| FD2A | Announcement of lapse in spain |
Effective date: 20210929 |