ES2886050T3 - Método y disposición para detectar una operación de funcionamiento en isla de un generador de potencia distribuida - Google Patents

Método y disposición para detectar una operación de funcionamiento en isla de un generador de potencia distribuida Download PDF

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Abstract

Método para detectar la operación de funcionamiento en isla de un generador de potencia distribuida (DG), en el que el método comprende determinar una frecuencia de una red 2. (LG) a la que está conectado el generador de potencia distribuida, medir una tasa de cambio de la frecuencia de la red en una salida del generador de potencia distribuida, determinar un valor umbral para la tasa de cambio de frecuencia, comparar la tasa de cambio de la frecuencia de la red con el valor umbral, y detectar la operación de funcionamiento en isla cuando la tasa de cambio medida de la frecuencia excede el valor umbral durante un determinado período de tiempo, caracterizado porque el valor umbral para la tasa de cambio de la frecuencia de la red está determinado por formar una curva envolvente a partir de valores absolutos de una tasa de cambio momentánea de la frecuencia, promediar la curva envolvente formada, y multiplicar la curva promediada por una constante mayor que uno para obtener el valor umbral.

Description

DESCRIPCIÓN
Método y disposición para detectar una operación de funcionamiento en isla de un generador de potencia distribuida
Campo de la invención
La presente invención se refiere a la detección de operación de funcionamiento en isla de un generador de potencia distribuida conectado a una red de distribución eléctrica.
Antecedentes de la técnica
Las fuentes de potencia distribuida se usan para alimentar potencia activa adicional a una red de distribución eléctrica cerca de las cargas eléctricas o para garantizar la energía de reserva para cargas críticas cuando la energía de la red no está disponible temporalmente. Las fuentes de potencia distribuida están conectadas a la red de distribución eléctrica o a cargas por medio de conmutadores electrónicos de potencia.
Cuando una o más fuentes de potencia distribuida pasan a estar aisladas del resto del sistema de potencia y continúan dando servicio inadvertidamente a cargas en isla locales por separado de la red de distribución eléctrica, la condición se conoce como una “pérdida de la red eléctrica” o “funcionamiento en isla no intencionado”.
Tras haber perdido la estabilidad proporcionada por la red de distribución eléctrica, las diferencias en la potencia activa y reactiva consumida por las cargas en la isla local y la potencia generada por la fuente de potencia distribuida pueden conducir a cambios repentinos drásticos de tensión y/o frecuencia en la red local. Estos cambios drásticos de tensión y/o frecuencia generalmente hacen que un dispositivo de protección de fuente de potencia distribuida actúe y se desconecte inmediatamente.
Si, sin embargo, la potencia activa y reactiva de las cargas en la isla local coincide con la potencia activa y la reactiva generadas por la fuente de potencia distribuida, no puede producirse en absoluto ningún cambio en tensión y/o frecuencia que active el dispositivo de protección pasiva de la fuente de potencia distribuida. A menos que se proporcione una detección de funcionamiento en isla activa, el generador de potencia distribuida continúa funcionando. Aunque algunos de los generadores de potencia distribuida están diseñados para funcionar en una red de funcionamiento en isla, una serie de problemas potencialmente graves están asociados con el funcionamiento en isla:
- Las fuentes de potencia distribuida pueden pasar a ser una fuente aislada de potencia eléctrica durante la pérdida de la red eléctrica, provocando daños al personal y equipo de distribución eléctrica.
- El equipo del cliente puede dañarse por cambios incontrolados de tensión y/o frecuencia en la red local.
- El personal de distribución eléctrica o el público pueden verse dañados por la energización involuntaria de líneas por las fuentes de potencia distribuida.
Por lo tanto, es deseable poder detectar inmediatamente una pérdida involuntaria de la red eléctrica para poder desconectar la fuente de potencia distribuida de la red.
La publicación de patente EP 1764894 da a conocer un método para detectar la operación de funcionamiento en isla de un generador distribuido. El método comprende las etapas de introducir una onda cuadrada de referencia de corriente reactiva en la red, detectar cambios de tensión de carga en cada cambio en la onda de referencia de corriente reactiva, y determinar si los cambios de tensión de carga detectados exceden un valor umbral de detección de funcionamiento en isla predeterminado, que indica una pérdida de la red eléctrica y una operación de funcionamiento en isla del generador distribuido. La amplitud de la onda cuadrada de referencia de corriente reactiva es constante.
El documento US 2010/286838 A1 da a conocer el preámbulo de las reivindicaciones 1 y 9.
Breve descripción de la invención
Un objeto de la presente invención es lograr un método y disposición fiables para detectar la operación de funcionamiento en isla de un generador distribuido. El método y la disposición según la invención están caracterizados por lo que se indica en las reivindicaciones independientes.
El método según la invención se basa en la idea de medir una tasa de cambio de frecuencia en un generador de potencia distribuida y comparar la tasa de cambio medida con un valor umbral. Cuando la tasa de cambio de frecuencia medida excede el valor umbral durante un determinado período de tiempo, se determina que la red de distribución eléctrica se pierde y que el generador de potencia distribuida alimenta potencia a una red en isla.
Después de la determinación anterior, el generador de potencia distribuida se desconecta de la red.
En una realización, el valor umbral usado en el método se determina durante la operación de la fuente de potencia distribuida midiendo la tasa del cambio de frecuencia cuando la red en isla no está presente. Esto permite que el valor umbral se determine con precisión y que el umbral se adapte a las condiciones prevalecientes. Además, el uso de un umbral de este tipo no requiere ninguna información sobre las propiedades de la red.
El método y la disposición según la invención proporcionan una detección fiable del funcionamiento en isla incluso en una situación donde la potencia activa y reactiva consumidas por la carga en la red aislada corresponden a la potencia activa y reactiva producidas por el generador de potencia distribuida en la red aislada.
El método según la invención no requiere necesariamente que una excitación activa separada, tal como una referencia de corriente reactiva, deba introducirse en la red para poder determinar si se produce la operación de funcionamiento en isla.
El método según la invención puede aplicarse, por ejemplo, a una planta de energía solar que se conecta a la red a través de un inversor eléctrico. En tal caso, la planta de energía solar forma la fuente de potencia distribuida.
Breve descripción de los dibujos
A continuación, la invención se describirá con mayor detalle por medio de realizaciones preferidas y con referencia a los dibujos adjuntos, en los que
la figura 1 muestra un modelo de circuito de una red,
la figura 2 muestra el principio de la invención.
Descripción detallada de la invención
La figura 1 muestra un modelo de circuito de una red. Cuando se abre un primer interruptor Bg que conecta una red en isla local LG a una red principal MG, una fuente de potencia distribuida DG en la red en isla local LG continúa suministrando potencia eléctrica a la red en isla local LG.
Si la carga activa y reactiva de la red en isla local LG son significativamente diferentes de la potencia activa y reactiva generadas por el generador distribuido DG, se produce un cambio drástico de tensión y/o frecuencia en la red en isla local LG cuando se abre el primer interruptor Bg . Este cambio drástico de tensión y/o frecuencia indica una pérdida de la red principal MG. Los dispositivos de protección de fuente de potencia distribuida DG actuarán y desconectarán la fuente de potencia distribuida DG de la red en isla local LG abriendo un segundo interruptor Bdr asociado con la fuente de potencia distribuida DG. Por lo tanto, no se requiere ninguna otra acción en una situación de este tipo. La figura 1 muestra que el segundo interruptor Bdr está fuera del generador distribuido. Sin embargo, el interruptor también puede estar situado en la fuente de potencia distribuida y, de manera más precisa, en un inversor solar.
Si, sin embargo, la potencia activa y reactiva de la red en isla local LG coinciden exactamente con la potencia activa y reactiva producidas por la fuente de potencia distribuida DG, no se produce ningún cambio de tensión y/o frecuencia que activaría los dispositivos de protección, y la fuente de potencia distribuida DG continúa funcionando. La norma UL 1741 especifica que incluso en tales condiciones la fuente de potencia distribuida DG debe desconectarse en dos segundos.
Una solución de la técnica anterior a este problema es alimentar una excitación activa a la isla local para poder detectar el funcionamiento en isla basándose en cambios en la tensión o la corriente. La invención, sin embargo, no requieren necesariamente que deba alimentarse una excitación activa a la isla local. En la invención, la detección de funcionamiento en isla se lleva a cabo monitorizando la tasa de cambio de frecuencia de la red. Un cambio en la tasa de cambio de la frecuencia se produce cuando la red en isla local LG pasa a aislarse aunque la potencia activa y reactiva de la red en isla local LG coinciden exactamente con la potencia activa y reactiva producidas por la fuente de potencia distribuida DG. Esto es posible porque en la práctica el propio control de inversor actúa como una señal de excitación débil que puede verse en la tasa de cambio de la frecuencia de red. En una red en isla, incluso una señal de excitación pequeña provoca un cambio detectable en la frecuencia de red.
El cambio en la tasa de cambio de frecuencia de la red cuando la red en isla local LG pasa a aislarse podría potenciarse introduciendo una excitación a la red en isla local LG. La excitación podría ser bastante pequeña ya que el objetivo es solo potenciar la velocidad de cambio en la frecuencia, es decir, no el cambio en la tensión. La amplitud de la excitación que podría alimentarse a la red local podría ser, por ejemplo, directamente proporcional a la potencia activa producida por la fuente de potencia distribuida DG. La introducción de la excitación en la red en isla local LG formaría una monitorización activa de la red en isla local. Sin la excitación, la monitorización de la red en isla local LG sería pasiva.
Cuando la fuente de potencia distribuida, por ejemplo, un conjunto solar, y se inicia el inversor eléctrico conectado al conjunto solar, se inicia la monitorización de la tasa de cambio de frecuencia.
Para determinar la tasa de cambio de frecuencia, se determina la frecuencia de red. La frecuencia de red se determina preferiblemente midiendo las tensiones de fase, tensiones principales o corrientes de fase de la red y determinando a partir de los valores medidos la frecuencia de la red. La frecuencia se determina a partir de las mediciones de cualquier manera conocida.
En su manera más simple, la frecuencia puede determinarse detectando cruces por cero de la tensión o corriente de red y calculando a partir de las diferencias de tiempo entre los cruces por cero el valor de la frecuencia. Métodos más precisos para determinar la frecuencia incluyen, por ejemplo, usar bucles de bloqueo de fase. También debe indicarse que el dispositivo electrónico de potencia conectado a la red para alimentar potencia desde la fuente de potencia distribuida también necesita sincronizarse con la red y, por lo tanto, el dispositivo, tal como un inversor, también requiere la información de frecuencia.
Según la invención, se calcula la tasa de cambio de la frecuencia. La frecuencia de la red se determina de manera continua y a partir de los valores determinados de la frecuencia se determina el cambio de la frecuencia. Si el valor de la frecuencia se actualiza con un intervalo de tiempo ts, la velocidad o tasa de un cambio de frecuencia se calcula como el cambio de frecuencia en el intervalo de tiempo dividido por el intervalo de tiempo ts. El valor obtenido representa la derivada de tiempo de la frecuencia, y su unidad puede darse en Hz/s.
Además, en la presente invención, la tasa de cambio de frecuencia se compara con un valor umbral. El valor umbral es, por lo tanto, un valor que representa una tasa de cambio de frecuencia permisible. En su manera más simple, el valor umbral puede darse en el método como un valor constante. Este valor constante podría aproximarse a partir de datos históricos o empíricos.
En el método, el valor umbral se determina basándose en la tasa de cambio de frecuencia medida después del inicio de la fuente de potencia distribuida. Cuando se inicia el sistema, también se inicia la medición de la tasa de cambio de frecuencia. Se recogen las mediciones, y a partir de los datos medidos se determina un valor que representa condiciones normales de la red. Tales condiciones normales se refieren a una situación en la que la fuente de potencia distribuida no está alimentando una red en isla.
En la invención, el valor umbral se determina a partir de los datos históricos que representan la tasa de cambio de frecuencia. Se forma una curva envolvente a partir del valor absoluto de la tasa de cambio medida de frecuencia. Esta curva envolvente se multiplica adicionalmente por un valor constante y filtrada por filtro de paso bajo con un filtro que tiene una constante de tiempo grande en comparación con el tiempo de ciclo de la red de distribución eléctrica. Otra solución es calcular un promedio variable a partir de la curva envolvente. El promedio variable promedia eficientemente los datos obtenidos de tal manera que se obtiene una tasa de cambio normal de frecuencia.
Según la invención, la red en isla se detecta comparando la magnitud de la tasa de cambio de frecuencia con el valor umbral. Por lo tanto, en el método, la curva envolvente formada se compara con el umbral. Una vez que la curva envolvente excede el umbral durante un determinado período de tiempo, se determina que se forma una red en isla.
La constante usada en la formación del valor umbral puede darse como un parámetro para el método. La constante tiene un valor mayor que uno, y el propósito de la constante es elevar el promedio formado de la curva envolvente sustancialmente por encima de la curva envolvente en funcionamiento normal. La constante usada cambia la sensibilidad del método de manera que cuando la constante se selecciona para que sea mayor, la tasa de cambio de frecuencia tiene que cambiar más para exceder el umbral.
Como el valor umbral se calcula como un promedio variable de la curva envolvente, el umbral es autoadaptativo a condiciones cambiantes. Es decir, si cambia la tendencia de variación normal en la tasa de cambio de frecuencia, el valor umbral sigue la tendencia. Sin embargo, si la tasa de cambio de frecuencia cambia abruptamente, la curva envolvente formada excede el valor umbral antes de que cambie el valor umbral.
En lo anterior, la invención se describe usando una curva envolvente. La curva envolvente representa los valores obtenidos que se usan en el método. En sistemas discretos, se toman muestras de la frecuencia a una frecuencia de toma de muestras, es decir, se toman muestras a intervalos de tiempo Ts. Se forma una curva envolvente almacenando las muestras y, de manera similar, se calcula un promedio variable seleccionando el número de muestras usadas en el promedio, y calculando el promedio de las últimas muestras seleccionadas. También pueden aplicarse otros métodos de promediado cuando se forma el valor umbral.
Cuando se forma el valor umbral, determinar si la tasa de cambio de frecuencia excede el umbral durante un determinado período de tiempo puede llevarse a cabo determinando si un determinado número de muestras consecutivas tiene un valor absoluto más alto que el valor umbral. Por lo tanto, un determinado período de tiempo corresponde a un determinado número de muestras cuando el período de toma de muestras es fijo. Sin embargo, el método descrito en la invención no requiere necesariamente ningún período de toma de muestras fijo.
La figura 2 muestra un ejemplo de formas de onda durante el funcionamiento de una realización. En la figura 2, la línea A1 muestra una tasa de cambio momentánea de frecuencia en función del tiempo T. Como puede verse, la tasa de cambio momentánea varía considerablemente también en el funcionamiento normal. La línea A2 muestra la curva envolvente obtenida de la línea A1 calculando el valor absoluto de la tasa de cambio de frecuencia.
Además, la figura 2 muestra una curva A3 filtrada por filtro de paso bajo que se ha multiplicado por una constante para aumentar el nivel de la curva. La curva A3 es la curva umbral que en el método se compara con la curva envolvente A2.
En la figura 2, la magnitud de la tasa de cambio momentánea de frecuencia, es decir, la curva envolvente A2, excede el umbral A3 en un instante de tiempo T0. Cuando la curva envolvente A2 permanece por encima del umbral A3 durante un determinado período de tiempo, se concluye que una fuente de potencia está alimentando una red en isla. En la figura 2, la curva envolvente A2 permanece por encima del umbral A3 después del instante de tiempo T0, y, por lo tanto, se detecta una red en isla.
Después de que se detecta la red en isla, la fuente de potencia distribuida se desconecta de la red en isla de modo que la red se deja sin potencia.
Según una realización, el generador de potencia distribuida produce potencia reactiva para potenciar la detección de la formación de una red en isla. La potencia reactiva se produce especialmente cuando se requiere que la detección de funcionamiento en isla sea activa. En esta realización, la potencia reactiva del generador de potencia distribuida cambia de manera continua. La magnitud de potencia reactiva inyectada se mantiene a un nivel de este tipo que cuando la red suministrada está en su estado normal, la potencia reactiva no perturba la red. Una vez que se forma una isla, la potencia reactiva inyectada altera la tasa de cambio de frecuencia, y se detecta el funcionamiento en isla.
El valor de referencia adicional para la potencia reactiva se añade a la referencia de potencia reactiva predominante. Según una realización, la amplitud de la potencia reactiva producida es proporcional a la potencia activa producida por el generador distribuido. A medida que cambia la cantidad de potencia activa producida por un generador distribuido, también se cambia la referencia para la amplitud de la potencia reactiva. La referencia de potencia reactiva puede ser una señal de onda cuadrada o alguna otra forma de onda de señal que incluye cambios que tienen el efecto deseado en la tasa de cambio de frecuencia.
Preferiblemente, el método de la invención se implementa en un inversor que es parte del generador distribuido y se usa para suministrar potencia a la red. Un ejemplo de un generador distribuido de este tipo es un sistema de producción de potencia fotovoltaica que está conectado a la red de distribución eléctrica. En un sistema de este tipo, un conjunto fotovoltaico está conectado a un dispositivo electrónico de potencia. El dispositivo electrónico de potencia se usa para extraer la potencia máxima disponible del conjunto fotovoltaico y además para modificar la tensión de modo que la potencia pueda alimentarse a la red de distribución eléctrica. La conversión de potencia en el dispositivo normalmente incluye aumentar la tensión en una o más etapas, junto con el control de la tensión a un nivel de CC establecido. Además, la tensión de CC se invierte finalmente a una tensión de CA que es adecuada para alimentarse a la red de distribución eléctrica. El dispositivo electrónico de potencia se denomina normalmente inversor solar o inversor fotovoltaico.
Tales inversores solares comprenden capacidad de procesamiento que puede usarse para implementar el método de la invención. Además, los inversores solares comprenden circuitos de medición para medir la tensión de red y la frecuencia de la red. Además, el inversor solar comprende elementos de desconexión que pueden usarse para desconectar el generador de potencia distribuida de la red cuando se concluye que la potencia del generador se alimenta a una red aislada. La disposición de la invención puede implementarse de este modo usando un inversor solar.
Será obvio para un experto en la técnica que, a medida que avanza la tecnología, el concepto inventivo puede implementarse de diversas maneras. La invención y sus realizaciones no se limitan a los ejemplos descritos anteriormente, sino que pueden variar dentro del alcance de las reivindicaciones.

Claims (9)

REIVINDICACIONES
1. Método para detectar la operación de funcionamiento en isla de un generador de potencia distribuida (DG), en el que el método comprende
determinar una frecuencia de una red 2. (LG) a la que está conectado el generador de potencia distribuida, medir una tasa de cambio de la frecuencia de la red en una salida del generador de potencia distribuida, determinar un valor umbral para la tasa de cambio de frecuencia,
comparar la tasa de cambio de la frecuencia de la red con el valor umbral, y
detectar la operación de funcionamiento en isla cuando la tasa de cambio medida de la frecuencia excede el valor umbral durante un determinado período de tiempo, caracterizado porque el valor umbral para la tasa de cambio de la frecuencia de la red está determinado por
formar una curva envolvente a partir de valores absolutos de una tasa de cambio momentánea de la frecuencia, promediar la curva envolvente formada, y
multiplicar la curva promediada por una constante mayor que uno para obtener el valor umbral.
2. Método según la reivindicación 1, caracterizado porque el promediado de la curva envolvente formada comprende el filtrado por filtro de paso bajo de la curva envolvente formada.
3. Método según la reivindicación 1, caracterizado porque el promediado de la curva envolvente formada comprende calcular un promedio variable de la curva envolvente formada.
4. Método según una cualquiera de las reivindicaciones anteriores 1 a 3, caracterizado porque la etapa de comparación de la tasa de cambio medida de la frecuencia con el valor umbral comprende
comparar la curva envolvente formada con el valor umbral.
5. Método según una cualquiera de las reivindicaciones anteriores 1 a 4, caracterizado porque el método comprende además
alimentar potencia reactiva por el generador de potencia distribuida a la red, teniendo la potencia reactiva una amplitud que es proporcional a la potencia activa producida por el generador de potencia distribuida.
6. Método según la reivindicación 5, caracterizado porque la potencia reactiva alimentada a la red tiene una forma de onda de onda cuadrada.
7. Método según la reivindicación 5, caracterizado porque la potencia reactiva alimentada a la red tiene una forma de onda que incluye cambios que cambian la tasa de cambio de frecuencia cuando se forma una red en isla.
8. Método según una cualquiera de las reivindicaciones anteriores 1 a 7, caracterizado porque el método comprende además
desconectar el generador de potencia distribuida de la red cuando se detecta una operación de funcionamiento en isla.
9. Disposición para detectar una operación de funcionamiento en isla de un generador de potencia distribuida (DG), comprendiendo la disposición
medios para determinar una frecuencia de una red (LG) a la que está conectado el generador de potencia distribuida,
medios para medir una tasa de cambio de la frecuencia de la red en una salida del generador de potencia distribuida,
medios para determinar un valor umbral para la tasa de cambio de frecuencia,
medios para comparar la tasa de cambio de la frecuencia de la red con el valor umbral, y
medios para detectar una operación de funcionamiento en isla cuando la tasa de cambio medida de la frecuencia excede el valor umbral durante un determinado período de tiempo, caracterizado porque los medios para determinar el valor umbral para la tasa de cambio de la frecuencia de la red comprenden
medios para formar una curva envolvente a partir de valores absolutos de una tasa de cambio momentánea de la frecuencia,
medios para promediar la curva envolvente formada, y
medios para multiplicar la curva promediada por una constante mayor que uno para obtener el valor umbral.
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