ES2640715T3

ES2640715T3 - Control de frecuencia de central eólica

Info

Publication number: ES2640715T3
Application number: ES13722984.5T
Authority: ES
Inventors: Germán Claudio Tarnowski
Original assignee: Vestas Wind Systems AS
Current assignee: Vestas Wind Systems AS
Priority date: 2012-05-11
Filing date: 2013-05-10
Publication date: 2017-11-06
Anticipated expiration: 2033-05-10
Also published as: US9915244B2; US20150137519A1; WO2013167142A1; CN104285059A; EP2847458A1; CN104285059B; IN2014DN08682A; EP2847458B1

Abstract

Un método para operar una central eólica, con al menos un generador de turbina eólica conectado a una red eléctrica, en el que el método comprende las etapas de: monitorizar un parámetro de frecuencia y comparar el mismo con un punto de ajuste de frecuencia, para seleccionar un evento de baja o alta frecuencia; determinar una referencia de potencia para el al menos un generador de turbina eólica, basada en el parámetro de frecuencia, en el que: en caso de que se detecte un evento de alta frecuencia, la referencia de potencia - se determina como, un mínimo de una selección de al menos una primera y una segunda referencia de potencia mínima, en el que la primera referencia de potencia mínima es una salida de potencia eléctrica previa al evento sustraída una cantidad de potencia proporcional a la desviación de frecuencia de red (ΔPFC) y en la que la segunda referencia de potencia mínima es una referencia de potencia eléctrica restringida previa al evento sustraída de una cantidad de potencia proporcional a la desviación de frecuencia de red (ΔPFC), en caso de que se detecte un evento de baja frecuencia, la referencia de potencia - se determina como, un máximo de una selección de al menos una primera y una segunda referencia de potencia máxima, en el que la primera referencia de potencia máxima es una suma de una salida de potencia eléctrica previa al evento y una cantidad de potencia proporcional a la desviación de frecuencia de red (ΔPFC), y en la que la segunda referencia de potencia máxima es una suma de una salida de potencia eléctrica restringida y una cantidad de potencia proporcional a la desviación de frecuencia de red (ΔPFC) enviar la referencia de potencia al por lo menos un generador de turbina eólica.

Description

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DESCRIPCION

Control de frecuencia de central eolica Campo de la invencion

La presente invencion se refiere a un metodo para operar una central eolica, con al menos un generador de turbina eolica conectado a una red electrica y controlar la frecuencia electrica de la red electrica. La invencion tambien se refiere a una central eolica que opera de acuerdo con el metodo.

Antecedentes de la invencion

En una red de suministro electrico, los consumidores habitualmente pueden consumir potencia electrica de una forma no controlada. Ya que apenas se almacena ninguna energfa en la red, no pueden existir desequilibrios entre la potencia producida y la potencia consumida. Por lo tanto, la produccion momentanea de potencia debe coincidir con el consumo de potencia momentaneo. La sobreproduccion conlleva un aumento de la frecuencia de la red mas alla del valor nominal (por ejemplo 50 o 60 Hz), ya que los generadores smcronos convencionales aceleran, mientras que el sobreconsumo conllevara un descenso de la frecuencia de la red mas alla del valor nominal (por ejemplo 50 o 60 Hz), ya que, entonces, los generadores smcronos convencionales desaceleraran.

Convencionalmente, para estabilizar la frecuencia de la red electrica, aproximadamente el 10 % de los productores contribuyen a lo que se denomina "control de potencia primario". Estos productores, tambien conocidos como "controladores primarios", aumentan la salida de potencia cuando la frecuencia cae por debajo del valor nominal y disminuyen la salida de potencia cuando esta sube por encima del valor nominal.

Convencionalmente, los generadores de turbina eolica no contribuyen al control primario, en primer lugar, porque los generadores de turbina eolica normalmente no pueden aumentar su potencia de salida mediante una orden (ya que operan normalmente en carga nominal o, cuando operan en carga parcial, en un punto de trabajo optimo) y, en segundo lugar, porque la potencia eolica disponible normalmente se aprovechara en su totalidad.

En general, la potencia eolica anade un momento adicional de inestabilidad de red porque, con una fraccion significativa de potencia eolica en una red, no solo no se controla el consumo, sino que tampoco la produccion mediante generadores de turbina eolica. Incluso aunque las previsiones de viento permiten predecir la produccion de potencia eolica con una precision considerable a largo plazo (al nivel de horas), la velocidad del viento normalmente fluctua de una manera impredecible a corto plazo (a nivel de unos minutos hasta unos pocos segundos). Un generador de turbina eolica que opera a carga parcial (es decir, cuando la velocidad del viento esta por debajo de la velocidad del viento nominal del generador de turbina eolica considerado) normalmente transformara estas fluctuaciones de velocidad de viento en las correspondientes fluctuaciones de la cantidad de potencia real producida y suministrada a la red electrica. Unicamente con velocidades del viento por encima de la nominal, cuando un generador de turbina eolica opera a carga nominal, los generadores de turbina eolica normalmente controlan su potencia de salida para que sea constante a la potencia de salida nominal.

La consecuencia una produccion de potencia que fluctua mediante generadores de turbina eolica en la estabilidad de red depende de las caractensticas de la red. En redes grandes y estables una fluctuacion de potencia mediante un generador de turbina eolica o central eolica no producira ninguna respuesta significativa en forma de fluctuacion de frecuencia. Por lo tanto, tales redes pueden hacer frente a variaciones de potencia mayores.

Para garantizar una red electrica estable, se han establecido diversos requisitos para la conexion de red de generadores de turbina eolica. Los temas de los codigos de red pueden variar, pero a menudo, son requisitos de control de voltaje y control de frecuencia. Diferentes codigos de red pueden requerir diferentes caractensticas de respuesta de frecuencia de la potencia eolica. Cada codigo de red puede tener pros y contras, dependiendo de las caractensticas y necesidades del sistema de potencia particular.

El documento EP 2 075 463 A2 es un ejemplo de un parque eolico que proporciona soporte de frecuencia a la red. Sumario de la invencion

Este sumario se proporciona para introducir, de manera simplificada, una seleccion de los conceptos que se describen adicionalmente a continuacion en la descripcion detallada. Este resumen no pretende identificar caractensticas clave o caractensticas esenciales de la materia objeto reivindicada, ni pretende usarse como una ayuda en la determinacion del alcance de la materia objeto reivindicada.

En un aspecto, la presente invencion se refiere a un metodo para operar una central eolica de acuerdo con la reivindicacion 1, con al menos un generador de turbina eolica conectado a una red electrica, en el que el metodo comprende las etapas de:

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monitorizar un parametro de frecuencia y comparar el mismo con un punto de ajuste de frecuencia, para seleccionar un evento de baja o alta frecuencia;

determinar una referencia de potencia para el al menos un generador de turbina eolica, basada en el parametro de frecuencia, en el que:

En caso de que se detecte un evento de alta frecuencia, la referencia de potencia

- se determina como un mmimo de una seleccion de al menos una primera y una segunda referencia de potencia minima,

En caso de que se detecte un evento de baja frecuencia, la referencia de potencia

- se determina como un maximo de una seleccion de al menos una primera y una segunda referencia de potencia maxima,

enviar la referencia de potencia al por lo menos un generador de turbina eolica.

Una ventaja del primer aspecto es principalmente que una ventaja de la presente invencion es que existe un lfmite a la respuesta y tambien que un aumento o disminucion debido a una variacion en el viento no actuara contra el control de frecuencia.

De acuerdo con la invencion, la primera referencia de potencia minima es una salida de potencia electrica previa al evento sustrafda una cantidad de potencia proporcional a la desviacion de frecuencia de red APfc, y en la que la segunda referencia de potencia minima es una referencia de potencia electrica restringida previa al evento sustrafda de una cantidad de potencia proporcional a la desviacion de frecuencia de red APfc-

Una ventaja es que el lfmite a la respuesta es proporcional a la desviacion de frecuencia de la red.

De acuerdo con la invencion, la primera referencia de potencia maxima es una suma de una salida de potencia electrica previa al evento y una cantidad de potencia proporcional a la desviacion de frecuencia de red APfc, y en la que la segunda referencia de potencia maxima es una suma de una salida de potencia electrica restringida y una cantidad de potencia proporcional a la desviacion de frecuencia de red APfc-

Una ventaja es que el lfmite a la respuesta es proporcional a la desviacion de frecuencia de red.

De acuerdo con una realizacion de la invencion, la referencia de potencia electrica restringida es una reserva de potencia.

Una ventaja de esta realizacion es que la electrica restringida puede ayudar a soportar la red.

De acuerdo con una realizacion de la invencion, la reserva de potencia se combina con una funcion de limitacion, para reducir fluctuaciones de potencia de la central eolica.

Una ventaja de esta realizacion es que la funcion de limitacion evita fluctuaciones de potencia.

De acuerdo con una realizacion de la invencion, la cantidad de potencia proporcional a la desviacion de frecuencia de red, APfc comprende ademas un componente de umbral.

Una ventaja de esta realizacion es que el umbral trabaja como una zona muerta.

De acuerdo con una realizacion del componente de umbral, este consiste en un valor umbral de baja frecuencia y un valor umbral de alta frecuencia.

Una ventaja de esta realizacion es que el umbral trabaja como una zona muerta con un lfmite superior e inferior.

En un segundo aspecto, la presente invencion se refiere a una central eolica de acuerdo con la reivindicacion 6, con al menos un generador de turbina eolica conectado a una red electrica y un controlador de la central electrica, en la que el controlador de la central electrica se dispone para monitorizar un parametro de frecuencia y comparar el mismo con un punto de ajuste de frecuencia, para seleccionar un evento de baja o alta frecuencia, y dicho controlador de la central electrica se dispone para determinar una referencia de potencia para el al menos un generador de turbina eolica, basada en el parametro de frecuencia, en la que:

- - se determina como un mmimo de una seleccion de al menos una primera y una segunda referencia de

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potencia minima,

- - se determina como un maximo de una seleccion de al menos una primera y una segunda referencia de

potencia maxima,

y dicho controlador de la central electrica se dispone para enviar la referencia de potencia al por lo menos un generador de turbina eolica.

Las ventajas del segundo aspecto y sus realizaciones son equivalentes a las ventajas del primer aspecto de la presente invencion.

Los aspectos individuales de la presente invencion pueden combinarse cada uno con cualquiera de los otros aspectos. Estos y otros aspectos de la invencion seran evidentes a partir de la siguiente descripcion con referencia a las realizaciones descritas.

Cualquiera de las consiguientes caractensticas se apreciara mas facilmente a medida que las mismas se comprendan mejor por referencia a la siguiente descripcion detallada considerada en conexion con los dibujos adjuntos. Las caractensticas preferidas pueden combinarse segun resulte apropiado, como sena evidente para un experto y pueden combinarse con cualquiera de los aspectos de la invencion.

Breve descripcion de las figuras

El sistema de potencia y su metodo de acuerdo con la invencion se describiran con mas detalle a continuacion, con respecto a las figuras adjuntas. Las figuras muestran una manera de implementar la presente invencion y no deben interpretarse como limitantes en cuanto a otras posibles realizaciones que se encuadren dentro del alcance del conjunto de reivindicaciones adjunto.

La Figura 1 muestra un generador de turbina eolica de acuerdo con la presente invencion.

La Figura 2 muestra una introduccion de reserva de potencia.

La Figura 3 muestra un ejemplo de coexistencia de reserva de potencia y limitacion de fluctuacion.

La Figura 4 muestra una caractenstica de respuesta de frecuencia.

La Figura 5 muestra un calculo de la caractenstica de respuesta de frecuencia.

La Figura 6 muestra valores previos al evento para una respuesta de frecuencia.

La Figura 7 muestra un calculo de demanda de potencia eolica para una respuesta de frecuencia.

La Figura 8 muestra una caractenstica de respuesta de frecuencia para un evento de alta frecuencia.

La Figura 9 muestra una caractenstica de respuesta de frecuencia para un evento de baja frecuencia.

La Figura 10 muestra ejemplos de los valores numericos de los requisitos de frecuencia electrica.

La Figura 11 es un diagrama de flujo esquematico de una realizacion del metodo.

Descripcion detallada de una realizacion

La presente invencion se explica a continuacion con mayor detalle. Si bien la invencion es susceptible de diversas modificaciones y formas alternativas, se han divulgado realizaciones espedficas a modo de ejemplos. Debena entenderse, sin embargo, que la invencion no pretende limitarse a las formas particulares divulgadas.

Los elementos individuales de una realizacion de la invencion pueden implementarse ffsicamente, funcionalmente y logicamente de cualquier forma adecuada tales como en una unica unidad, en una pluralidad de unidades o como parte de unidades funcionales separadas. La invencion puede implementarse en una unica unidad o distribuirse tanto ffsica como funcionalmente entre diferentes unidades y procesadores.

Las realizaciones de la presente invencion pertenecen a un sistema de potencia con una pluralidad de generadores de turbina eolica (por ejemplo, un generador de turbina eolica de velocidad variable). El sistema de potencia busca proporcionar soporte de frecuencia a la red electrica a la que esta conectado.

El generador de turbina eolica (por ejemplo, un generador de turbina eolica de velocidad variable) que suministra potencia a una red electrica puede equiparse con otra capacidad de regulacion contra fluctuaciones de frecuencia de red y de potencia activa. "Red electrica" o "red" es una red de servicios publicos fuera del lfmite y punto de acoplamiento comun de una central eolica; cuando se hace referencia a la red dentro de una central eolica se usa una expresion con una indicacion explfcita a la central eolica, por ejemplo, "red de parque eolico". La capacidad de regulacion contra fluctuaciones de frecuencia de red viene proporcionada, por ejemplo, por una cierta fraccion (habitualmente de aproximadamente un 10%) de controladores primarios, que habitualmente son productores convencionales, que pueden usar turbinas accionadas por vapor o gas y fuentes de energfa fosil o potencia hidroelectrica). Los controladores primarios aumentan la salida de potencia cuando la frecuencia cae por debajo del valor nominal (por ejemplo 50 o 60 Hz) y disminuye la salida de potencia cuando sube por encima del valor nominal.

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Como el presente texto trata sobre potencia activa en vez de potencia reactiva, potencia activa se denomina brevemente "potencia" o "potencia de salida". Donde se trata potencia reactiva, se denomina explfcitamente "potencia reactiva".

Existe un Ifmite superior a la potencia de salida que puede producirse mediante el generador de turbina eolica, de acuerdo con las realizaciones, por ejemplo, debido a lfmites estructurales y un lfmite de corriente en el convertidor de electricidad del generador de turbina eolica. Esta cantidad de potencia se denomina "potencia nominal". La velocidad del viento suficiente para que el generador de turbina eolica produzca la potencia nominal se denomina "velocidad del viento nominal". Cuando el generador de turbina eolica, de acuerdo con las realizaciones, opera a velocidades de viento superiores a la velocidad del viento nominal, unicamente esa fraccion de la potencia eolica disponible se transforma en potencia de salida electrica que corresponde a la potencia nominal. Esta reduccion de produccion de potencia se logra, por ejemplo, variando gradualmente el angulo de cabeceo de rotor hacia la asf llamada posicion de bandera. En otras palabras, el generador de turbina eolica no se opera intencionadamente en eficiencia optima. En algunas realizaciones el generador de turbina eolica tambien se opera a una tasa de velocidad de punta de pala inferior a la optima para reducir cargas estructurales.

Por el contrario, durante una operacion en carga parcial, es decir a velocidad del viento por debajo de la velocidad del viento nominal, el generador de turbina eolica, de acuerdo con las realizaciones, se opera a una eficiencia optima. Por ejemplo, se opera con el angulo de cabeceo de pala y la tasa de velocidad de punta de pala optimos. En general, la velocidad del viento fluctua de una manera impredecible a corto plazo (a nivel de unos minutos hasta unos pocos segundos). Cuando opera en carga parcial y con eficiencia optima el generador de turbina eolica, de acuerdo con las realizaciones, transforma estas fluctuaciones de la velocidad del viento practicamente de una en una en las correspondientes fluctuaciones provocadas por viento de la cantidad de potencia real producida y suministrada a la red electrica. Las fluctuaciones en la direccion del viento tambien pueden contribuir a las fluctuaciones provocadas por el viento en la cantidad de potencia real producida resultantes y suministradas a la red electrica porque un mecanismo de ajuste de guinada de la turbina eolica generalmente no es capaz de alinear inmediatamente el eje de rotor del generador de turbina eolica con la direccion del viento. Un rotor mal alineado tiene una eficiencia reducida de modo que las fluctuaciones en la direccion del viento son una fuente adicional de fluctuaciones provocadas por viento de la cantidad de potencia real producida y suministrada a la red electrica.

Como se menciona al principio, la consecuencia de la produccion de potencia fluctuante mediante generadores de turbina eolica en la estabilidad de la red depende de las caractensticas de la red. En una red grande y estable una fluctuacion de potencia mediante un generador de turbina eolica o central eolica no producira ninguna respuesta significativa en forma de una fluctuacion de frecuencia. Sin embargo, en una red aislada pequena o en redes debiles, una fluctuacion de potencia de este tipo puede producir una fluctuacion de frecuencia significativa. Una cierta capacidad de la red para compensar desequilibrios de produccion de potencia y compensacion y variaciones de frecuencia resultantes de regulacion, es decir, un cierto grado de rigidez o debilidad de la red, se denomina "estabilidad de red".

El inventor ha reconocido que la estabilidad de red puede variar con el paso del tiempo, por ejemplo, debido a fallos relacionados con la red, tales como aislamiento de esa parte de la red en la que se ubica el generador de turbina eolica, debido a fallos del productor primario, etc. El inventor tambien ha reconocido que un deterioro de la estabilidad de red puede detectarse, por ejemplo, supervisando fluctuaciones de frecuencia en la red. Ademas, el inventor ha reconocido que es deseable en el caso de un deterioro de las condiciones de estabilidad de red limitar las fluctuaciones de potencia de salida producidas por el generador de turbina eolica y suministrada a la red o si el generador de turbina eolica ya ha operado con fluctuaciones de potencia de salida limitadas antes de que se produzca el deterioro - para reducir el lfmite de fluctuaciones ya existente. "Reducir" el lfmite de fluctuaciones significa volver el lfmite mas riguroso. Mediante esta medida, aunque el generador de turbina eolica de acuerdo con las realizaciones no opera como un controlador primario, contribuye a la estabilidad de la red reduciendo fluctuaciones inducidas en la fuente. Sin embargo, al limitar las fluctuaciones de potencia de salida, generalmente se reducira la salida de potencia acumulada y de este modo disminuira la eficiencia efectiva del generador de turbina eolica. Sin embargo, restringiendo esta medida a situaciones en las que la estabilidad de red se deteriora (temporalmente), se limitara la perdida de energfa electrica producida.

Algunas realizaciones pertenecen a un sistema de control dispuesto para controlar al menos una turbina eolica que puede incluir alguna o, todas, las turbinas eolicas de todo un parque eolico, de la manera descrita anteriormente. El sistema de control puede ser un controlador de turbina eolica individual, un controlador de central eolica, un controlador de central electrica o un controlador en un nivel superior de la red y conectado al controlador de turbina eolica para enviar ordenes para limitar fluctuaciones. El sistema de control puede estar distribuido, por ejemplo, incluir controladores a nivel del parque eolico y de la turbina eolica o a nivel de la red de servicios publicos.

Un generador de turbina eolica de velocidad variable, que se usa en al menos una de las realizaciones anteriormente descritas y que es capaz de conectarse a una red electrica esta equipado con el sistema de control descrito anteriormente. Comprende un rotor con un buje y al menos una pala montada en el rotor como se ha expuesto anteriormente. El rotor se conecta, por ejemplo, a traves de un arbol, a un generador para convertir el momento de giro del rotor en potencia electrica. En algunas realizaciones, se interconecta un engranaje entre el

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rotor y el generador para convertir la velocidad rotacional del rotor en una velocidad mayor para el generador.

La Figura 1 muestra, un ejemplo de generador de turbina eolica de velocidad variable (WPS) 1 como uno de una pluralidad de generadores de turbina eolica de una central eolica (WPP) 2. Tiene un rotor 3 con un buje en el que, por ejemplo, se montan tres palas 4. El angulo de cabeceo de las palas de rotor 4 es variable por medio de accionadores de cabeceo. El rotor 3 se soporta mediante una gondola 5 y acciona un generador 12 a traves de un arbol 8 principal, una caja de engranajes 10 y un arbol de alta velocidad 11. Esta estructura es ilustrativa; otras realizaciones usan, por ejemplo, un generador de accionamiento directo 15.

El generador 12 (por ejemplo, un generador smcrono o de induccion) produce potencia electrica de salida de una frecuencia relativa a la velocidad de rotacion del rotor 3, que se convierte en frecuencia de red (por ejemplo, de aproximadamente 50 o 60 Hz) mediante un convertidor 19. El voltaje de la potencia electrica asf producida se transforma hacia arriba mediante un transformador 9. La salida del transformador 9 son los terminales 9a del generador de turbina eolica. Una red 18 de parque eolico (simbolizada mediante una "a" en la Figura 1) se alimenta con la potencia electrica del generador 1 de turbina eolica y de los otros generadores de turbina eolica de la central eolica 2. La red 18 de central eolica se conecta en un punto de acoplamiento comun 21 y un transformador 22 de una etapa adicional subida hacia arriba opcional a una red 20 de servicios publicos electricos externos de central eolica. La red 20 esta equipada con una capacidad de regulacion contra fluctuaciones de frecuencia de la red, por ejemplo, en forma de productores convencionales que pueden aumentar y disminuir la produccion en una breve escala de tiempo para controlar la frecuencia.

Un sistema de control incluye un controlador 13 de turbina eolica y un controlador 23 de central eolica. El controlador 13 de parque eolico controla la operacion del generador 1 de turbina eolica individual, por ejemplo selecciona el modo operativo a carga completa o carga parcial, dependiendo, entre otros, de la velocidad del viento actual, provoca, en el modo de carga parcial, la operacion del generador de turbina eolica en el punto de trabajo optimo ajustando el angulo de la pala y controlando la tasa de velocidad de la punta de la pala al optimo aerodinamico con la velocidad del viento actual y controla el convertidor 19 para producir electricidad de acuerdo con las prescripciones del controlador del parque eolico, por ejemplo, una instruccion para proporcionar una cierta cantidad de potencia reactiva ademas de la potencia activa, etc. El controlador 13 del parque eolico usa diferentes senales de entrada para realizar sus tareas de control, por ejemplo, senales que representan condiciones actuales del viento (por ejemplo, desde un anemometro 14 y un anemoscopio 15), senales de realimentacion que representan el angulo de cabeceo, la posicion de rotor, las amplitudes y fases del voltaje y la corriente en el generador 12 y los terminales 9a, etc., y senales de ordenes desde el controlador 23 del parque eolico. El controlador 23 del parque eolico recibe senales representativas del voltaje, la corriente y la frecuencia en el punto de acoplamiento comun 21 (parametros que pueden considerarse para representar el voltaje, la corriente y la frecuencia en la red 20 de servicios publicos) y, opcionalmente, recibe informacion o senales de ordenes desde el proveedor de la red de servicios publicos (en "c" en la Figura 1). Basandose en algunos de estos (y, opcionalmente, algunos adicionales) parametros de entrada el controlador 23 del parque eolico supervisa la estabilidad de la red y, tras la deteccion de una reduccion de la estabilidad de la red, ordena a los controladores 13 de turbina eolica del generador 1 de turbina eolica y a los otros generadores de turbina eolica de la central eolica 2 (en "b" en la Figura 1) cambiar la operacion limitando las fluctuaciones de la potencia de salida suministradas. Tras la recepcion de una orden de este tipo, el controlador 13 de turbina eolica, tras aumentar la velocidad del viento, corta el pico de salida alta que se producina entonces en un modo operativo de carga parcial normal con eficiencia maxima, por ejemplo, ajustando el angulo de cabeceo de la pala hacia la posicion de bandera, para cumplir con la orden de limitar la fluctuacion del controlador del parque eolico. Por lo tanto, en la realizacion ilustrativa de la Figura 1 la tarea de control del sistema de control para limitar fluctuaciones de salida la comparten el controlador 23 del parque eolico y el controlador 13 de turbina eolica. En otras realizaciones, esta tarea de control la realiza solo el controlador 13 de turbina eolica; en esas realizaciones, el "sistema de control" esta representado unicamente por el controlador 13 de turbina eolica, sin un controlador del parque eolico.

Aunque el generador 1 de turbina eolica mostrado en la Figura 1 se espera que tenga tres palas 4, se ha de observar que un generador de turbina eolica puede tener un numero diferente de palas. Es comun encontrar generadores de turbina eolica que tienen de dos a cuatro palas. El generador 1 de turbina eolica mostrado en la Figura 1 es una Turbina Eolica de Eje Horizontal (HAWT) ya que el rotor 4 rota alrededor de un eje horizontal. Se ha de observar que el rotor 4 puede rotar alrededor de un eje vertical. Los generadores de turbina eolica de este tipo que tienen un rotor que rota alrededor del eje vertical se conocen como Turbina Eolica de Eje Vertical (VAWT). Las realizaciones descritas en lo sucesivo no se limitan a las HAWT que tienen 3 palas. Pueden implementarse tanto en HAWT como en VAWT y con cualquier numero de palas 4 en el rotor 4.

Para garantizar una red electrica estable, se han establecido diversos requisitos para la conexion de la red de generadores de turbina eolica. Los temas de los codigos de red pueden variar, pero a menudo, son requisitos de control de voltaje y control de frecuencia. Diferentes codigos de red pueden requerir diferentes caractensticas de respuesta de frecuencia de la potencia eolica. Cada codigo de red puede tener pros y contras, dependiendo de las caractensticas y necesidades del sistema de potencia particular.

Se sabe que un sistema de potencia aislado con alta penetracion de potencia eolica provoca un gran impacto en la

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frecuencia del sistema. Por lo tanto, se identifican dos fuentes principales de desviaciones de frecuencia:

1- Desviaciones de frecuencia provocadas por eventos de red (operacion normal o perturbaciones), independientemente de la produccion de potencia eolica controlada, por ejemplo, cambios de carga, cambios de generacion u otras fluctuaciones de fuentes de potencia eolica "no controladas" en el sistema de potencia.

2- Desviaciones de frecuencia provocadas por fluctuaciones de potencia eolica controlables.

Al implementar un primer conjunto de requisitos de control de frecuencia eolica en un sistema de potencia con grandes cantidades de potencia eolica, algunos problemas pueden generarse durante situaciones particulares de viento-red. Por lo tanto, las siguientes situaciones pueden tener lugar:

• Situaciones de eventos de alta frecuencia seguidos de un aumento en PAva (potencia disponible real): El aumento en PAva produce un aumento de potencia generada, incluso si la potencia generada se redujese automaticamente por el evento de alta frecuencia. Como resultado, la alta frecuencia de red puede aumentar aun mas. Este comportamiento puede evitarse.

• Situaciones de eventos de baja frecuencia seguidos de una reduccion en PAva: La reduccion en PAva produce una reduccion de potencia generada, incluso si la potencia generada se incrementase automaticamente por el evento de baja frecuencia y se aplicase anteriormente suficiente descarga (restriccion). Como resultado, la baja frecuencia de red puede disminuir aun mas.

Este comportamiento puede evitarse siempre que se asigne anteriormente suficiente descarga.

Al implementar un segundo conjunto de requisitos de control de frecuencia eolica en un sistema de potencia con grandes cantidades de potencia eolica, no se identificaron problemas cnticos, pero sf algunas caractensticas a considerar, tales como:

• Situaciones de eventos de alta frecuencia seguidos de una reduccion en PAva: si en FSM (Modo Sensible a la Frecuencia), la reduccion de PAva no reducira la potencia generada incluso si la potencia generada se redujese automaticamente por el evento de alta frecuencia; a no ser que la PAva disminuyese mas alla del valor restringido mas la reduccion de generacion. Por lo tanto, la frecuencia de red no se beneficiara adicionalmente por esta reduccion de PAva. Este comportamiento es diferente del que habna sido el comportamiento con el primer conjunto de requisitos.

• Situaciones de eventos de baja frecuencia y aumento de PAva: si en FSM, el aumento de PAva no aumentara la potencia generada incluso si la potencia generada se incrementase automaticamente por el evento de baja frecuencia. Por lo tanto, la frecuencia de red no se beneficiara adicionalmente por este aumento de PAva. Este comportamiento tambien es diferente del que habna sido el comportamiento con el primer conjunto de requisitos.

• Situaciones de eventos de baja frecuencia y descenso de PAva: si en FSM, necesita aplicarse previamente una cantidad de descarga. La reduccion adicional de PAva reducira el margen de reserva de potencia, por lo tanto, en eventos de baja frecuencia la planta eolica (o sistema de potencia eolica) puede quedarse sin reserva para respuesta de frecuencia. Este comportamiento no es posible con el primer conjunto de requisitos ya que siempre considera la potencia disponible para asignar la reserva (descarga, es decir restriccion).

En esta presente invencion, se ha identificado una respuesta de frecuencia de potencia eolica particular adecuada para sistemas de potencia aislados con alta penetracion de potencia eolica. En este punto la frecuencia del sistema es estable siempre que las potencias generales se equilibren a nivel del sistema.

La presente invencion es un metodo de control con una respuesta de frecuencia que combina ambas metodologfas, la del primer y el segundo conjunto de requisitos, la parte beneficiosa de cada una se explica con mas detalle. Su respuesta depende de las caractensticas de la desviacion de frecuencia, es decir, eventos de alta frecuencia o eventos de baja frecuencia y se describe como sigue:

• Eventos de alta frecuencia: la nueva salida de produccion de potencia eolica sera el valor mmimo de lo siguiente:

o PRefA: la demanda de potencia eolica disminuira una cantidad APfc por debajo de la salida electrica previa al evento y proporcional a la desviacion de frecuencia de red. o PRefB: la demanda de potencia eolica disminuira una cantidad APfc por debajo de la potencia restringida previa al evento (relacionada con PAva) proporcional a la desviacion de frecuencia de red.

• Eventos de baja frecuencia: la nueva salida de produccion de potencia eolica sera el valor maximo de lo siguiente:

PRefA: la demanda de potencia eolica aumentara una cantidad APFC por encima de la salida electrica previa al evento y proporcional a la desviacion de frecuencia de red.

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PRefB: la demanda de potencia eolica aumentara una cantidad APFC por encima de la potencia restringida previa al evento (relacionada con PAva) proporcional a la desviacion de frecuencia de red.

Para responder a eventos de baja frecuencia con potencia eolica, se tiene que asignar una cantidad de reserva de potencia. Esta reserva de potencia puede asignarse mediante un controlador de la central eolica (nivel de sistema). En las realizaciones de la presente invencion, el controlador de la central eolica puede dividirse entre controladores descentralizados, tales como grupos, planta de potencia o nivel de generador de turbina eolica).

Sin embargo, la respuesta de frecuencia eolica descrita en esta seccion puede trabajar con independencia del nivel de implementacion, pero debenan ajustarse unos parametros en consecuencia. Por lo tanto, para simplificar, en el analisis asumimos en este punto que se implementa a nivel de sistema. La reserva de potencia eolica se logra restringiendo la generacion a una cantidad PReservawps por debajo de la potencia disponible. La Figura 3 muestra la introduccion de PReservawps. La Figura 2 muestra la coexistencia de PReservawps con la funcionalidad de limitacion de fluctuaciones (APvientoFLuct). Ambas fluctuaciones estan garantizadas por el controlador.

El valor APfc en pu se calcula independientemente de la potencia disponible como sigue:

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donde Rhf y Rlf son constantes de proporcionalidad (estatismo) respectivamente para altas frecuencias y bajas frecuencias, ThrHF y ThrLF son valores umbrales para altas frecuencias y bajas frecuencias, respectivamente. La Figura 4 muestra la caractenstica de regulacion de potencia eolica y la Figura 5 muestra el diagrama de bloques para su calculo de acuerdo con la Ec. (1).

Cuando la desviacion de frecuencia de red va mas alla de los umbrales, se activa el control de frecuencia, la produccion electrica real se memoriza como Peiwpso y la potencia disponible real se memoriza como PAvawspo. La potencia restringida previa al evento viene dada por:

^DescargaWPSO *<

AvaWPS

— P

Rese?-\’aWPSO

= E

AvaWPS

AvaWPSO

— P,

elWPSOi

(2)

La apfc se aplica a continuacion a la peiwpso para obtener pRefA y a la pDescargawpso para obtener la pRefB. Entonces la demanda de produccion de potencia eolica se elige de acuerdo con la Ec. (3).

(Prefwps* para frecuencias normales

PDemanda w ps = j min {{Poescargawpso ± A PFc X (peiD ± A PFC)}, para altas frecuencias (3) V max {(ib^^aWPSQ ± APFC ), (Petb ± A PFC)}, para bajas frecuencias

La Figura 6 muestra los diagramas de bloque para las funciones de memoria como en la Ec. (2). La Figura 7 muestra el calculo de la demanda para la produccion de potencia eolica, similar a la Ec. (3).

La Figura 8 muestra un ejemplo de respuesta de generacion a un evento ficticio de alta frecuencia y la Figura 9 muestra de manera similar una respuesta a un evento de baja frecuencia. En la Figura 8 si la pAva aumenta, la generacion nunca puede ser mayor que pRefA, pero si pAva disminuye, la generacion puede seguir la pRefB y eventualmente bajar la frecuencia de la red. En la Figura 8 si la pAva disminuye, la generacion no es mas baja que pRefA (siempre que haya disponible suficiente reserva); pero si pAva aumenta, la generacion puede seguir la pRefB y eventualmente subir la frecuencia de red. Dado que las fluctuaciones de frecuencia de red tambien se generan mediante fluctuaciones de potencia eolicas, un controlador de frecuencia de estas caractensticas para la produccion de potencia eolica introduce un mecanismo de auto estabilizacion.

La Figura 10 muestra una tabla con diferentes ejemplos de intervalos de frecuencia para diversos requisitos de red en funcion del estado de sistema de red. Cuanto mayor es el intervalo de frecuencia mas severo es el sistema de red.

La Figura 11 muestra un diagrama de flujo de un metodo de acuerdo con la invencion para operar una central eolica,

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con al menos un generador de turbina eolica conectado a una red electrica. La etapa 900 es la monitorizacion de un parametro de frecuencia y compararlo con un punto de ajuste de frecuencia, para seleccionar un evento de baja o alta frecuencia, y la etapa 901 es la determinacion de una referencia de potencia para el al menos un generador de turbina eolica, basada en el parametro de frecuencia, en el que:

y la etapa 902 es el envfo de la referencia de potencia al por lo menos un generador de turbina eolica.

En las realizaciones, la limitacion de las fluctuaciones de potencia activa se logra, por ejemplo, por medio de un ajuste del cabeceo de la pala. En algunas realizaciones, las fluctuaciones de potencia activa tambien se limitan electricamente, mediante el correspondiente control del convertidor de potencia electrica del generador de turbina eolica. Sin embargo, el ultimo tiene como resultado un desequilibrio entre la cantidad de potencia eolica convertida en potencia mecanica del rotor del generador de turbina eolica y la potencia electrica de salida que, por ejemplo, tiene como resultado una aceleracion del rotor.

Por lo tanto, en algunas realizaciones, la limitacion electrica de potencia se realiza unicamente en combinacion con el ajuste del cabeceo de la pala para hacer frente a velocidades de viento transitorias. Por ejemplo, cuando la velocidad del viento sube mas rapido de lo que el cabeceo puede ajustarse para compensar la subida de velocidad del viento, la potencia de salida se limita primero electricamente y una vez que las palas se han inclinado a su nuevo angulo de cabeceo, entonces se limita mediante el ajuste de cabeceo.

La presente descripcion se centra en limitar, o limitar adicionalmente, las fluctuaciones de potencia de salida. Sin embargo, la invencion tambien va en la otra direccion, esto es, relajar o cancelar el lfmite, de una manera analoga. Es decir, tras la deteccion de una estabilidad de red aumentada, la operacion del generador de turbina eolica se cambia cancelando o relajando un lfmite de fluctuacion establecido.

La funcion de supervision y ajuste de lfmite es una funcion de autodiagnostico y autoajuste realizada mediante un sistema de control al nivel de los generadores de turbina eolica individuales o al nivel de una central eolica o a un nivel superior en la red de servicios publicos. El sistema de control tambien puede distribuirse, por ejemplo, incluir controladores a nivel del parque eolico y de turbina eolica.

En algunas realizaciones, el intervalo de frecuencia cubierto por fluctuaciones de frecuencia de red se determina permanentemente y una variacion de la frecuencia de red fuera de un intervalo de frecuencia permitido Fmax/Fmin (entre una frecuencia maxima permitida Fmax y una frecuencia minima permitida Fmn) se considera que es una deteccion de una condicion de estabilidad de red reducida, es decir, una zona muerta de frecuencia. Como alternativa o, ademas, la varianza de la frecuencia de red se determina permanentemente y una subida mas alla de un umbral de varianza se considera que es una deteccion de una condicion de estabilidad de red reducida. La fluctuacion permitida de la salida de potencia del generador de turbina eolica o de la central eolica se reduce a continuacion.

En algunas realizaciones, supervisar si las fluctuaciones de frecuencia de red estan dentro del intervalo de frecuencias permitidas o si su varianza esta por debajo del umbral de varianza se realiza de una manera absoluta, es decir, sin tener en cuenta ninguna correlacion de la frecuencia de red y la potencia de salida producida mediante el generador de turbina eolica o central eolica.

Sin embargo, la supervision sin correlacion de fluctuaciones de frecuencia de red es de alguna manera inespedfica en el sentido de que no se garantiza que la fluctuacion de la turbina eolica o central eolica considerada realmente contribuya a las fluctuaciones de frecuencia de red observadas. Por lo tanto, en estas realizaciones, la reduccion del lfmite de fluctuaciones podna ser en vano y unicamente producina costes (mediante la reduccion de la salida de potencia acumulada provocada por la misma). Por lo tanto, en otras realizaciones, la supervision de estabilidad de red comprende determinar una correlacion entre potencia suministrada a la red electrica y frecuencia de red. Correlacion significa que si la salida de potencia aumenta tambien aumenta la frecuencia de red. La frecuencia de red se mide, por ejemplo, en el terminal del generador de turbina eolica o en un punto de acoplamiento a la red de la central eolica. Si, sin embargo, no se observa ningun aumento de la frecuencia de red tras un aumento de la potencia de salida, no hay correlacion. En realidad, "correlacion" puede ser un parametro continuo que mide el grado de coincidencia entre el aumento de potencia de salida y la subida de frecuencia de red.

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En algunas de las realizaciones, cuanto mayor es la correlacion asf determinada, menor es la estabilidad de red detectada. Para ser considerado como un indicador de estabilidad de red reducida, una subida de la correlacion tiene que ser significativa en algunas realizaciones, por ejemplo, la subida tiene que exceder un umbral maximo de correlacion aceptable. La fluctuacion permitida de la potencia de salida del generador de turbina eolica se reduce a continuacion. Enlazando la reduccion del lfmite de fluctuaciones con la correlacion observada entre fluctuaciones de potencia de salida y fluctuaciones de frecuencia de red garantiza que el lfmite de reduccion de la fluctuacion de potencia de salida contribuye realmente a la reduccion de las fluctuaciones de frecuencia de red.

En algunas realizaciones, la informacion de correlacion se usa para determinar si la variacion de la frecuencia de red se extiende mas alla del intervalo de frecuencias permitidas Fmax/Fmin o si la varianza de frecuencia excede el lfmite de varianza, teniendo en cuenta unicamente esos picos (o cafdas) en la frecuencia de red que puede atribuirse a un pico (cafda) correspondiente de la potencia de salida del generador de turbina eolica o central eolica considerada. Esto es tener en cuenta correlacion en una base de pico a pico.

En otras realizaciones, la informacion de correlacion se usa para el mismo proposito de manera mas global, (no pico a pico) multiplicando la amplitud de fluctuacion no correlacionada por la magnitud de la correlacion, que puede ser un numero entre 0 y 1 (o multiplicando la varianza de fluctuacion no correlacionada por el cuadrado de la fluctuacion). "Diluyendo" la amplitud o varianza de fluctuacion no correlacionada de esta manera se tiene en cuenta que unicamente una fraccion de la amplitud o varianza de fluctuacion no correlacionada se debe a las fluctuaciones de potencia de salida del generador de turbina eolica o central eolica considerada.

Un requisito previo de tal medida de correlacion es que existe una variacion de la potencia de salida del generador de turbina eolica. En algunas realizaciones, tambien denominadas "realizaciones de variacion pasiva", se hace uso de las variaciones de potencia de salida provocadas por las variaciones naturales de la velocidad del viento. Estas variaciones de potencia pasiva se rastrean y correlacionan con la frecuencia de red medida.

En algunas realizaciones, el lfmite en fluctuaciones de potencia se elige de tal forma que las fluctuaciones de frecuencia de red provocadas por el suministro de potencia se mantienen dentro del intervalo Fmax/Fmin o la varianza de fluctuaciones de frecuencia de red provocadas por el suministro de potencia se mantiene por debajo del lfmite de varianza.

En algunas de estas realizaciones, toda la fluctuacion de frecuencia de red (incluida la contribucion no provocada por la turbina eolica o parque eolico considerado) se mantendra dentro del intervalo Fmax/Fmin o por debajo del umbral de varianza, mientras que en otras realizaciones, unicamente esa fraccion de las fluctuaciones de frecuencia de red que se provocan mediante el suministro de potencia de la turbina eolica o parque eolico considerado se mantiene dentro del intervalo Fmax/Fmin o por debajo del umbral de varianza.

En algunas de las realizaciones, en las que (toda o una fraccion) la fluctuacion de frecuencia de red se mantendra dentro del intervalo Fmax/Fmin o por debajo del umbral de varianza, el lfmite de fluctuaciones a la potencia de salida se ajusta continuamente hasta ese punto de lfmite que solo se necesita para mantener la frecuencia de red dentro del intervalo Fmax/Fmin o la varianza por debajo del umbral de varianza. Eso significa que la produccion de potencia mediante la turbina eolica o parque eolico se maximiza dejando que la potencia de salida fluctue, pero la fluctuacion se limita, o modula, si la frecuencia de red va mas alla de Fmax/Fmin. Por lo tanto, el objetivo del ajuste continuo es evitar que la frecuencia de red se salga del intervalo Fmax/Fmin sin perder mas produccion de potencia de la necesaria.

En algunas realizaciones, la operacion de la turbina eolica se conmuta automaticamente entre dos modos de operacion discretos, es decir, desde un modo de operacion normal (es decir, un modo sin lfmite de fluctuacion de potencia o con un lfmite de fluctuacion de potencia relativamente relajado) a un modo de fluctuacion reducida (en el que se activa el lfmite de fluctuacion de potencia). La conmutacion automatica del modo de operacion normal al modo de fluctuacion reducida se activa, en algunas de estas realizaciones, detectando una reduccion de la estabilidad de red mas alla de un umbral de conmutacion de modo inferior. La conmutacion del modo de fluctuacion reducida de vuelta al modo de operacion normal puede activarse, asimismo, detectando un aumento de la estabilidad de red mas alla de un umbral de conmutacion de modo superior.

En algunas de las realizaciones de conmutacion de modo, el modo de fluctuacion reducida se mantiene un intervalo de tiempo mmimo antes de que el modo pueda conmutarse de nuevo al modo de operacion normal. Mediante esta medida se puede evitar una conmutacion de modo demasiado frecuente. Ademas, puede existir un acuerdo contractual con el proveedor de red segun el cual un productor de potencia eolica se compromete a suministrar potencia de salida con fluctuacion de potencia de salida fuertemente limitada durante un intervalo de tiempo predeterminado, digamos 15 min. El productor de potencia eolica puede ser compensado por la perdida de produccion sufrida debido a este periodo de 15 min (ilustrativo) de suministro de potencia de salida fluido.

En algunas de las realizaciones de conmutacion de modo, el lfmite de fluctuacion de potencia se mantiene constante durante el modo de fluctuacion reducida. La constancia del lfmite de fluctuacion de potencia se refiere a la anchura del lfmite relativo a una potencia de salida media; no significa necesariamente que los valores absolutos de los

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Ifmites de potencia superior e inferior se mantengan constantes. En algunas realizaciones, el Ifmite es relativo al valor medio de la potencia producida. Por ejemplo, si la potencia media producida aumenta con el tiempo, los valores absolutos de los lfmites de fluctuacion de potencia superior e inferior tambien aumentaran.

En otras realizaciones de conmutacion de modo, el lfmite de fluctuaciones tambien se ajusta para evitar que la frecuencia de red se salga del intervalo Fmax/Fmin sin perder mas produccion de potencia de la necesaria, como se ha descrito anteriormente. Este ajuste puede ser escalonado (un ajuste ajustado al inicio de la conmutacion de modo y a continuacion, se mantiene constante durante cierto periodo de tiempo) o continuo. Por lo tanto, el ajuste de potencia de salida para mantener la frecuencia de red dentro del intervalo Fmax/Fmin o por debajo del umbral de varianza, hasta ese punto de limite solo necesario para mantener la frecuencia de red dentro del intervalo Fmax/Fmin o la varianza por debajo del umbral de varianza se aplica tanto a realizaciones de ajuste continuo como a realizaciones de conmutacion de modo.

Ya se ha mencionado que limitar la fluctuacion de potencia puede resultar en una perdida de potencia acumulada. Una perdida de potencia acumulada podna evitarse si no se cortaran unicamente picos de la potencia de salida ("fluctuaciones positivas"), sino tambien si se levantaran cafdas de la potencia de salida ("fluctuaciones negativas"), o rellenaran, de una manera simetrica. Sin embargo, en algunas realizaciones, la turbina eolica esta en su punto de trabajo optimo durante la operacion en modo normal, que no permite ningun aumento de la potencia de salida. Por lo tanto, la limitacion de fluctuaciones de salida se realiza mas bien de una manera asimetrica, cortando la potencia de salida durante fluctuaciones positivas (cortando picos de salida altos), sin (o sin significativamente) levantar la potencia relativa de salida durante fluctuaciones negativas. Como se ha explicado anteriormente, cortando la potencia de salida durante fluctuaciones positivas se logra, por ejemplo, mediante el correspondiente ajuste del angulo de cabeceo de la pala hacia la posicion de bandera.

La rigurosidad del lfmite de fluctuaciones de potencia de salida, y/o la posicion del umbral que debe exceder la inestabilidad de red para que se efectue una conmutacion de modo, tambien puede depender de otros factores diferentes de la estabilidad de la red supervisada.

Por ejemplo, en algunas de las realizaciones, se usa una prediccion del viento para variar el lfmite de fluctuaciones, por ejemplo, para hacerlo mas riguroso cuando la prevision predice fluctuacion de potencia eolica aumentada. Ademas, en unas realizaciones de conmutacion de modo, el umbral de conmutacion de modo puede variarse en respuesta a la prediccion del viento. Por ejemplo, el umbral puede variarse tras una prevision de fluctuacion de potencia eolica aumentada de tal forma que conmutar del modo de operacion normal al modo de fluctuacion reducida se active con una reduccion menos pronunciada de la estabilidad de red.

De manera similar, en otras realizaciones, se usa una expectativa de consumo de potencia en la red electrica para variar el lfmite de fluctuaciones o para variar el umbral de conmutacion de modo. Por ejemplo, una expectativa de consumo de potencia que proporciona subida a expectativa de fluctuacion de frecuencia de red aumentada puede volver mas riguroso el lfmite de fluctuaciones o modificar el umbral de conmutacion de modo, de manera que la conmutacion del modo de operacion normal al modo de fluctuacion reducida se active con una reduccion menos pronunciada de la estabilidad de red.

La expresion generador de turbina eolica, WPS debe entenderse tanto como un unico generador de turbina eolica de acuerdo con la Figura 1, pero en algunas realizaciones, tambien puede ser un grupo de generadores de turbina eolica de acuerdo con la Figura 1 conectados en un punto de acoplamiento comun, por lo tanto, desde un operador de sistema de potencia, visto como una fuente de potencia eolica desde una ubicacion.

La expresion central eolica, WPGS en algunas realizaciones puede ser una unica central eolica con una pluralidad de generadores de turbina eolica de acuerdo con la Figura 1. En otras realizaciones, por central eolica se entendera una agregacion de centrales eolicas ubicadas en diferentes ubicaciones geograficas, ya sean adyacentes entre sf o remotas entre sf, pero todas ellas controlables por medio del distribuidor de la presente invencion.

Aunque la presente invencion se ha descrito en conexion con las realizaciones espedficas, no debena interpretarse que se limita en manera alguna a los ejemplos presentados. El alcance de la presente invencion se interpretara en vista del conjunto de reivindicaciones adjunto. En el contexto de las reivindicaciones, los terminos "que comprende" o "comprende" no excluyen otros posibles elementos o etapas. Tambien, la mencion de referencias tales como "un" o "una" etc. no debena interpretarse que excluye una pluralidad. El uso de signos de referencia en las reivindicaciones con respecto a elementos indicados en las figuras tampoco se interpretara que limita el alcance de la invencion. Adicionalmente, caractensticas individuales mencionadas en diferentes reivindicaciones, posiblemente pueden combinarse ventajosamente y la mencion de estas caractensticas en diferentes reivindicaciones no excluye que una combinacion de caractensticas no sea posible y ventajosa. Cualquier valor de intervalo o de dispositivo dado en este documento puede extenderse o alterarse sin perder el efecto previsto, como le resultara evidente al experto en la materia. Se entendera que los beneficios y ventajas descritas anteriormente pueden referirse a una realizacion o pueden referirse a varias realizaciones. Se entendera adicionalmente que la referencia a 'un' artfculo se refiere a uno o mas de esos artfculos.

Se entendera que la anterior descripcion de una realizacion preferida se proporciona unicamente a modo de ejemplo y que los expertos en la materia pueden hacer diversas modificaciones. La anterior memoria descriptiva, ejemplos y datos proporcionan una descripcion completa de la estructura y uso de realizaciones ilustrativas de la invencion. Aunque diversas realizaciones de la invencion se han descrito anteriormente con cierto grado de particularidad o con 5 referencia a una o mas realizaciones individuales, los expertos en la materia podnan hacer numerosas alteraciones en las realizaciones divulgadas sin desviarse del alcance de la invencion como se ha definido en las reivindicaciones.

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REIVINDICACIONES

1. Un metodo para operar una central eolica, con al menos un generador de turbina eolica conectado a una red electrica, en el que el metodo comprende las etapas de:

monitorizar un parametro de frecuencia y comparar el mismo con un punto de ajuste de frecuencia, para seleccionar un evento de baja o alta frecuencia;

determinar una referencia de potencia para el al menos un generador de turbina eolica, basada en el parametro de frecuencia, en el que:

en caso de que se detecte un evento de alta frecuencia, la referencia de potencia

- se determina como, un mmimo de una seleccion de al menos una primera y una segunda referencia de potencia minima,

en el que la primera referencia de potencia minima es una salida de potencia electrica previa al evento sustrafda una cantidad de potencia proporcional a la desviacion de frecuencia de red (APfc) y en la que la segunda referencia de potencia minima es una referencia de potencia electrica restringida previa al evento sustrafda de una cantidad de potencia proporcional a la desviacion de frecuencia de

red (APfc),

en caso de que se detecte un evento de baja frecuencia, la referencia de potencia

- se determina como, un maximo de una seleccion de al menos una primera y una segunda referencia de potencia maxima,

en el que la primera referencia de potencia maxima es una suma de una salida de potencia electrica previa al evento y una cantidad de potencia proporcional a la desviacion de frecuencia de red (APfc), y en la que la segunda referencia de potencia maxima es una suma de una salida de potencia electrica restringida y una cantidad de potencia proporcional a la desviacion de frecuencia de red (APfc)

enviar la referencia de potencia al por lo menos un generador de turbina eolica.
2. Metodo de acuerdo con la reivindicacion 1, en el que la referencia de potencia electrica restringida es una reserva de potencia.
3. Metodo de acuerdo con la reivindicacion 2, en el que la reserva de potencia se combina con una funcion de limitacion, para reducir fluctuaciones de potencia de la central eolica.
4. Metodo de acuerdo con la reivindicacion 1, en el que la cantidad de potencia proporcional a la desviacion de frecuencia de red, APfc comprende ademas un componente de umbral.
5. Metodo de acuerdo con la reivindicacion 4, en el que el componente de umbral consiste en un valor umbral de baja frecuencia y un valor umbral de alta frecuencia.
6. Central eolica, con al menos un generador de turbina eolica conectado a una red electrica y un controlador de central electrica, en la que el controlador de central electrica se dispone para monitorizar un parametro de frecuencia y comparar el mismo con un punto de ajuste de frecuencia, para seleccionar un evento de baja o alta frecuencia, y

dicho controlador de central electrica se dispone para determinar una referencia de potencia para el al menos un generador de turbina eolica, basada en el parametro de frecuencia, en el que:

en caso de que se detecte un evento de alta frecuencia, la referencia de potencia

- se determina como un mmimo de una seleccion de al menos una primera y una segunda referencia de potencia minima,

en la que la primera referencia de potencia minima es una salida de potencia electrica previa al evento sustrafda una cantidad de potencia proporcional a la desviacion de frecuencia de red (APfc) y en la que la segunda referencia de potencia minima es una referencia de potencia electrica restringida previa al evento sustrafda de una cantidad de potencia proporcional a la desviacion de frecuencia de red

(APfc),

en caso de que se detecte un evento de baja frecuencia, la referencia de potencia

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-se determina como un maximo de una seleccion de al menos una primera y una segunda referencia de potencia maxima,

en la que la primera referencia de potencia maxima es una suma de una salida de potencia electrica previa al evento y una cantidad de potencia proporcional a la desviacion de frecuencia de red (APfc), y en la que la segunda referencia de potencia maxima es una suma de una salida de potencia electrica restringida y una cantidad de potencia proporcional a la desviacion de frecuencia de red (APfc)

y dicho controlador de central electrica se dispone para enviar la referencia de potencia al por lo menos un generador de turbina eolica.