ES2901112T3

ES2901112T3 - Sistema de reparto de potencia para producción electrolítica de hidrógeno a partir de potencia eólica

Info

Publication number: ES2901112T3
Application number: ES19156428T
Authority: ES
Inventors: Michael Stemp; James T Hinatsu; William Stewart; Philip Andres
Original assignee: Next Hydrogen Corp
Current assignee: Next Hydrogen Corp
Priority date: 2008-10-30
Filing date: 2009-10-23
Publication date: 2022-03-21
Anticipated expiration: 2029-10-23
Also published as: CA2741129C; EP3517653B1; US9249518B2; EP2350352A4; CA2928768C; US20100114395A1; US20120175952A1; WO2010048706A1; US20120175954A1; EP2350352A1; CA2928768A1; EP3517653A1; EP2350352B1; CA2741129A1; PT3517653T; CN102264950B; US8288888B2; CN102264950A; US9303325B2

Abstract

Sistema para distribuir potencia (1) eléctrica a partir de un parque eólico que genera electricidad (2) de CA de tensión de media a alta a una pluralidad de módulos de electrolizador para producir hidrógeno (5) que comprende: a. medios (3) de determinación y monitorización de potencia para al menos uno de medir, estimar y predecir una potencia de salida de parque eólico de dicha electricidad de CA de tensión de media a alta generada por el parque (2) eólico, y estimar potencia de CC disponible en tiempo real a partir del parque eólico como dicha potencia de salida de parque eólico multiplicada con una eficiencia de trayectoria de transmisión y conversión de potencia entre el parque eólico y la pluralidad de módulos de electrolizador; b. líneas (4) de transmisión conectadas a dicho medio de generación para transmitir dicha electricidad de CA de tensión de media a alta a partir de dicho parque (2) eólico a la cercanía de dicha pluralidad de módulos (5) de electrolizador; c. al menos un transformador (6) de n impulsos reductor central ubicado próximo a dicha pluralidad de módulos (5) de electrolizador para recibir dicha electricidad de CA de tensión de media a alta a partir de dichas líneas (4) de transmisión y transformarla a electricidad de CA de tensión baja; d. al menos un rectificador (7) de n impulsos no regulado central para recibir dicha electricidad de CA de tensión baja a partir de dicho al menos un transformador (6) de n impulsos reductor central y convertirla en electricidad de CC de tensión baja no regulada; e. al menos un bus (8) de CC de n impulsos conectado a dicho al menos un rectificador (7) de n impulsos no regulado central para recibir y distribuir dicha electricidad de CC de tensión baja no regulada; f. al menos un convertidor (9) de CC-CC de n impulsos regulado asociado con cada uno de dicha pluralidad de módulos de electrolizador, cada uno de dichos convertidores de CC a CC de n impulsos regulados conectados a uno de dicho al menos un bus (8) de CC de n impulsos, para recibir dicha electricidad de CC de tensión baja no regulada a partir de dicho uno de dicho al menos un bus de CC de n impulsos y suministrar electricidad de CC regulada a cada uno de dicha pluralidad de módulos (5) de electrolizador según dicha potencia de CC disponible en tiempo real; g. al menos un controlador (10) de módulo de electrolizador conectado a dicha pluralidad de módulos (5) de electrolizador para controlar dicha pluralidad de módulos de electrolizador; h. al menos un controlador (11) de reparto conectado a dichos medios (3) de determinación y monitorización de potencia y dicho al menos un controlador (10) de módulo de electrolizador para monitorizar dichos medios de determinación y monitorización de potencia y dicho al menos un controlador de módulo de electrolizador y para controlar dicho sistema para distribuir potencia (1) eléctrica; i. al menos una carga (12) alterna conectada a al menos una de dichas líneas (4) de transmisión, el lado de tensión baja de dicho al menos un transformador (6) de n impulsos reductor central, y dicho al menos un bus (8) de CC de n impulsos, para solicitar cualquiera de dicha potencia eléctrica a partir de dicho parque (2) eólico que no se solicita por dicha pluralidad de módulos (5) de electrolizador; j. al menos una fuente (13) de potencia alterna conectada a al menos uno del lado de tensión alta y el lado de tensión baja de dicho al menos un transformador (6) de n impulsos reductor central, y dicho al menos un bus (8) de CC de n impulsos, para suministrar cualquiera de dicha potencia eléctrica solicitada por dicha pluralidad de módulos (5) de electrolizador y no suministrada por dicho parque (2) eólico; en el que los n impulsos son uno de 6 impulsos, 12 impulsos y 24 impulsos.

Description

DESCRIPCIÓN

Sistema de reparto de potencia para producción electrolítica de hidrógeno a partir de potencia eólica

Campo de la invención

La presente invención se refiere a la distribución de electricidad generada por el viento a módulos de electrolizador para la producción de gas de hidrógeno.

Antecedentes de la invención

El hidrógeno es un gas industrial importante, usado ampliamente en el refinado de petróleo, y la producción de combustibles sintéticos, amoniaco y metanol. El hidrógeno también se está considerando para un uso futuro en vehículos de hidrógeno energizados por motores de célula de combustible de hidrógeno o motores de combustión interna de hidrógeno (o vehículos de hidrógeno híbridos, también energizados parcialmente por baterías). La mayoría del suministro actual de hidrógeno se produce mediante reformado con vapor de metano, que usa materia prima de gas natural. Con suministros limitados de recursos de energía basados en fósiles tales como gas natural y el aumento del precio de estos recursos energéticos, así como la posibilidad de la imposición de tasas de emisión de carbono, el coste, y eventualmente la disponibilidad, de hidrógeno se verán afectados de manera adversa a menos que pueda implementarse una “materia prima” limpia y sostenible alternativa.

Los recursos eólicos representan una fuente potencial de grandes cantidades de energía sostenible y limpia. Con aumentos recientes en el coste del gas natural, el concepto de usar generadores de turbina eólica en “parques eólicos” para suministrar potencia eléctrica sostenible, limpia y relativamente de bajo coste a electrolizadores para la producción a gran escala de hidrógeno “verde” se está volviendo un enfoque económicamente viable.

Los electrolizadores usan electricidad de CC para transformar productos químicos reactivos a productos químicos deseados a través de reacciones electroquímicas, es decir, reacciones que se producen en electrodos que están en contacto con un electrolito. Los electrolizadores que pueden producir hidrógeno incluyen: electrolizadores de agua, que producen hidrógeno y oxígeno a partir de agua y electricidad; electrolizadores de amoniaco, que producen hidrógeno y nitrógeno a partir de amoniaco y electricidad; y, electrolizadores de cloruro alcalino, que producen hidrógeno, cloro y una disolución cáustica a partir de salmuera y electricidad.

Los electrolizadores de agua son el tipo más común de electrolizador usado para producir hidrógeno gaseoso. El oxígeno también es un gas industrial importante, y el oxígeno generado puede ser un producto comerciable. El tipo más común de electrolizador de agua comercial actualmente es el electrolizador de agua alcalina. Otros tipos de electrolizadores de agua incluyen electrolizadores de agua PEM, limitados actualmente a capacidades de producción relativamente pequeñas, y electrolizadores de agua de óxido sólido, que no se han comercializado. Los electrolizadores de agua alcalina utilizan un electrolito alcalino en contacto con electrodos catalizados apropiadamente. Se produce hidrógeno en las superficies de los cátodos (electrodos negativos), y se produce oxígeno en las superficies de los ánodos (electrodos positivos) tras el paso de corriente entre los electrodos. Las tasas de producción de hidrógeno y oxígeno son proporcionales al flujo de corriente de CC en ausencia de reacciones parásitas y corrientes de fuga, y para un tamaño físico dado del electrolizador.

Los parques eólicos consisten en varios generadores de turbina eólica, repartidos generalmente a lo largo de una zona geográfica significativa. Los parques eólicos generan normalmente electricidad de CA para su suministro a una red de servicio público de CA, aunque la generación de potencia de CC también es posible. La electricidad de CA puede transformarse fácilmente a tensiones mayores para una transmisión eficiente de potencia alta a lo largo de largas distancias. La producción total de los parques eólicos puede oscilar desde decenas de MW hasta cientos de MW. El tamaño de módulo de electrolizador puede oscilar desde por debajo de 1 MW hasta 5 MW. La generación de hidrógeno dedicada usando módulos de electrolizador como cargas conectadas a un parque eólico grande empleará, por tanto, un número significativo de módulos de electrolizador.

La producción a gran escala y bajo coste de “hidrógeno eólico” (hidrógeno producido por la electrólisis de agua usando potencia eólica) requiere la captura de un alto porcentaje de la potencia eólica generada, cuya producción es variable a lo largo del tiempo. Este requisito necesita en primer lugar el uso de múltiples módulos de electrolizador de agua a gran escala y bajo coste que pueden actuar como cargas altamente variables para cubrir un intervalo amplio de potencia de funcionamiento, desde densidades de potencia bajas hasta muy altas. Se da a conocer un diseño de módulo de electrolizador de agua apropiado en la solicitud en tramitación junto con la presente que se incorpora como referencia en el presente documento en su totalidad. Otros elementos necesarios son un sistema de reparto de potencia eléctrica eficiente, de bajo coste y flexible y método de funcionamiento para repartir la potencia eólica a los múltiples módulos de electrolizador de agua, así como un control eficaz de los módulos de electrolizador para garantizar una adaptación de la carga para la salida del parque eólico. En el presente documento se describen un sistema de reparto de potencia eléctrica apropiado y métodos de funcionamiento y control. Aunque la descripción de la invención en el presente documento se refiere a “hidrógeno eólico”, debe entenderse que la invención también puede aplicarse a una producción electrolítica de otros productos químicos, por ejemplo, producción directa de “amoniaco eólico” usando el electrolizador descrito en el documento US 2008/0193360.

Técnica anterior

Los sistemas de electrolizador comerciales para aplicaciones industriales actualmente utilizan de manera habitual fuentes de potencia, por ejemplo, rectificadores de SCR, que convierten electricidad de AC en electricidad de CC regulada del nivel de potencia y tensión-corriente deseados. Sin embargo, la mejor eficiencia y factor de potencia de rectificadores de SCR está en la capacidad nominal de potencia; tanto la eficiencia como el factor de potencia caen significativamente cuando el nivel de potencia se reduce, tal como es el caso frecuentemente para sistemas de electrolizador energizados por el viento. Puesto que toda la potencia alimentada a los módulos de electrolizador debe pasar a través del sistema de reparto de potencia, los efectos potenciales de la ineficiencia del rectificador de SCR son sustanciales. Además, los niveles armónicos pueden normalmente no cumplir las normas IEEE 519, aunque se mejoran a través del uso de configuraciones de 12 impulsos; esto es preocupante para sistemas grandes. El uso de rectificadores de SCR también necesita dos fases de transformador para reducir la tensión a partir de líneas de transmisión de CA de tensión alta.

Pritchard (US 5.592.028) describe un aparato de regulación de potencia eléctrica alterna para un sistema de hidrógeno eólico que se enfoca en el funcionamiento de módulos de electrolizador de agua a tensiones de célula de aproximadamente 1,6 V, usando conmutadores para variar el número de células acopladas en cada uno de los módulos de electrolizador. Este aparato se centra en conseguir una alta eficiencia de tensión de funcionamiento del módulo de electrolizador. La densidad de corriente de funcionamiento correspondiente será necesariamente baja para cualquier configuración de célula y conjunto de componentes dados. Por consiguiente, con el fin de captar un alto porcentaje de potencia eólica generada por un parque eólico, el número y/o tamaño físico de los módulos de electrolizador será desmesuradamente grande, y el coste de capital asociado será relativamente alto. De manera remarcable, un factor clave para una producción de bajo coste de hidrógeno eólico es la disponibilidad de potencia eólica de bajo coste (es decir, factores de capacidad eólica alta); esto, combinado con el requisito de tensión termodinámica significativa (es decir, mínima) para la electrólisis de agua, limita los beneficios de coste potenciales asociados con el enfoque a una eficiencia de funcionamiento de módulo de electrolizador alta. Pritchard no proporciona ningún detalle del resto del sistema de reparto de potencia correspondiente o su control, distinto del uso de un convertidor de CA-CC/filtro aguas arriba del aparato de conmutador.

Morse (US 2008/0047502) también describe brevemente un aparato de conversión de potencia eléctrica similar como parte de un sistema de hidrógeno eólico. La carga unitaria puede variarse para garantizar una eficiencia de módulo de electrolizador máxima, por ejemplo, ajustando el número de células activas. Morse también enseña que en general la electricidad de CA generada en un parque eólico puede aumentarse a una tensión alta y transmitirse a un punto de uso, después reducirse y convertirse en electricidad de CC mediante un rectificador de puente completo o equivalente, pero no proporciona ningún detalle adicional en este aspecto.

Doland (US 2008/0127646) describe un sistema que controla y ajusta simultáneamente tanto la salida de potencia eléctrica a partir de un parque eólico y la conversión de potencia eléctrica a los requisitos de los módulos de electrolizador. Doland menciona en general requisitos funcionales tales como maximizar el hidrógeno producido y minimizar las pérdidas de energía, pero no describe detalles de cómo deben conseguirse estos requisitos.

El documento US 7199482 B2 da a conocer un sistema con un controlador que se incorpora en un sistema de gestión de parque eólico, que puede estar en comunicación de datos con generadores de turbina eólica individuales del parque eólico y puede hacerse funcionar para controlar una salida de potencia colectiva del parque eólico controlando las tasas de rampa de potencia de generadores de turbina eólica individuales.

El documento US 2003/22172 A da a conocer un diseño de sistema de parque eólico que usa turbinas eólicas de velocidad variable con salida eléctrica de bajo número de impulsos. El sistema es específico de la calidad de potencia de la electricidad que sale de un parque eólico: la calidad de potencia PCC como el punto de interconexión del parque eólico.

El documento US 2006/114642 A da a conocer un método para regular la potencia en una red. El método implica generar una potencia de CC controlable a un electrolizador a través de un conjunto de circuitos de conversión de potencia para producir hidrógeno. El método implica además proporcionar una potencia reactiva controlable a la red a través del conjunto de circuitos de conversión de potencia para regular la potencia en la red.

Sumario de la invención

Un sistema para distribuir potencia eléctrica a partir de un parque eólico que genera electricidad de CA de tensión de media a alta a una pluralidad de módulos de electrolizador para producir hidrógeno que comprende:

a. medios de determinación y monitorización de potencia para al menos uno de medir, estimar y predecir una potencia de salida de parque eólico de dicha electricidad de CA de tensión de media a alta generada por el parque eólico, y estimar la potencia de CC disponible en tiempo real a partir del parque eólico como dicha potencia de salida de parque eólico multiplicada con una eficiencia de la trayectoria de transmisión y conversión de potencia;

b. líneas de transmisión conectadas a dicho medio de generación para transmitir dicha electricidad de CA de tensión de media a alta a partir de dicho parque eólico a la cercanía de dicha pluralidad de módulos de electrolizador; caracterizado porque

c. al menos un transformador de n impulsos reductor central ubicado de manera próxima a dicha pluralidad de módulos de electrolizador para recibir dicha electricidad de CA de tensión de media a alta a partir de dichas líneas de transmisión y transformarla a electricidad de CA de tensión baja;

d. al menos un rectificador de n impulsos no regulado central para recibir dicha electricidad de CA de tensión baja a partir de dicho al menos un transformador de n impulsos reductor central y convertirla en electricidad de CC de tensión baja no regulada;

e. al menos un bus de CC de n impulsos conectado a dicho al menos un rectificador de n impulsos no regulado central para recibir y distribuir dicha electricidad de CC de tensión baja no regulada;

f. al menos un convertidor de CC-CC de n impulsos no regulado asociado con cada uno de dicha pluralidad de módulos de electrolizador, cada uno de dichos convertidores de CC a CC de n impulsos regulados conectados a uno de dicho al menos un bus de CC de n impulsos, para recibir dicha electricidad de CC de tensión baja no regulada a partir de dicho uno de dicho al menos un bus de CC de n impulsos y suministrar electricidad de CC regulada a cada uno de dicha pluralidad de módulos de electrolizador según dicha potencia de CC disponible en tiempo real; g. al menos un controlador de módulo de electrolizador conectado a dicha pluralidad de módulos de electrolizador para controlar dicha pluralidad de módulos de electrolizador;

h. al menos un controlador de reparto conectado a dichos medios de determinación y monitorización de potencia y dicho al menos un controlador de módulo de electrolizador para monitorizar dichos medios de determinación y monitorización de potencia y dicho al menos un controlador de módulo de electrolizador y para controlar dicho sistema para distribuir potencia eléctrica;

i. al menos una carga alterna conectada a al menos una de dichas líneas de transmisión, el lado de tensión baja de dicho al menos un transformador de n impulsos reductor central y dicho al menos un bus de CC de n impulsos, para solicitar cualquiera de dicha potencia eléctrica a partir de dicho parque eólico que no se solicita por dicha pluralidad de módulos de electrolizador;

j. al menos una fuente de potencia alterna conectada a al menos uno del lado de tensión alta y el lado de tensión baja de dicho al menos un transformador de n impulsos reductor central, y dicho al menos un bus de CC de n impulsos, para suministrar cualquiera de dicha potencia eléctrica solicitada por dicha pluralidad de módulos de electrolizador y no suministrada por dicho parque eólico;

en el que los n impulsos son uno de 6 impulsos, 12 impulsos y 24 impulsos.

Un sistema para distribuir potencia eléctrica a partir de un parque eólico que genera electricidad de CC de tensión media a una pluralidad de módulos de electrolizador para producir hidrógeno que comprende:

a. medios de determinación y monitorización de potencia para al menos uno de medir, estimar y predecir una potencia de salida de parque eólico de dicha electricidad de Cc generada por el parque eólico, y estimar la potencia de CC disponible en tiempo real a partir del parque eólico como dicha potencia de salida de parque eólico multiplicada con una eficiencia de la trayectoria de transmisión y conversión de potencia;

b. líneas de transmisión conectadas a dicho medio de generación para transmitir dicha electricidad de CC de tensión media a partir de dicho parque eólico a la cercanía de dicha pluralidad de módulos de electrolizador; caracterizado porque

c. al menos un convertidor reductor central ubicado de manera próxima a dicha pluralidad de módulos de electrolizador para recibir dicha electricidad de CC de tensión media a partir de dichas líneas de transmisión y convertirla en electricidad de CC de tensión baja no regulada;

d. al menos un bus de CC conectado a dicho al menos un convertidor reductor central para recibir y distribuir dicha electricidad de CC de tensión baja;

e. al menos un convertidor de CC-CC regulado asociado con cada uno de dicha pluralidad de módulos de electrolizador y conectado a al menos uno de dicho al menos un bus de CC, para recibir dicha electricidad de CC de tensión baja no regulada a partir de dicho al menos uno de dicho al menos un bus de CC y suministrar electricidad de CC regulada a cada uno de dicha pluralidad de módulos de electrolizador según dicha potencia de CC disponible en tiempo real;

f. al menos un controlador de módulo de electrolizador conectado a dicha pluralidad de módulos de electrolizador para controlar dicha pluralidad de módulos de electrolizador;

g. al menos un controlador de reparto conectado a dichos medios de determinación y monitorización de potencia y dicho al menos un controlador de módulo de electrolizador para monitorizar dichos medios de determinación y monitorización de potencia y dicho al menos un controlador de módulo de electrolizador y para controlar dicho sistema para distribuir potencia eléctrica;

h. al menos una carga alterna conectada a al menos una de dichas líneas de transmisión, el lado de tensión baja de dicho al menos un convertidor reductor central, y dicho al menos un bus de CC, para solicitar cualquiera de dicha potencia eléctrica a partir de dicho parque eólico que no se solicita por dicha pluralidad de módulos de electrolizador; i. al menos una fuente de potencia alterna conectada a al menos uno del lado de tensión media y el lado de tensión baja de dicho al menos un convertidor reductor central y dicho al menos un bus de CC, para suministrar cualquiera de dicha potencia eléctrica solicitada por dicha pluralidad de módulos de electrolizador y no suministrada por dicho parque eólico.

Un método para distribuir potencia eléctrica a partir de un parque eólico que genera electricidad de CA de tensión de media a alta a una pluralidad de módulos de electrolizador para producir hidrógeno que comprende las etapas de: a. al menos uno de medir, estimar y predecir una potencia de salida de parque eólico de dicha electricidad de CA generada por el parque eólico;

b. estimar una eficiencia de la trayectoria de transmisión y conversión;

c. estimar la potencia de CC disponible en tiempo real a partir del parque eólico multiplicando dicha potencia de salida de parque eólico con dicha eficiencia de la trayectoria de transmisión y conversión de potencia; caracterizado porque

d. transmitir dicha electricidad de CA de tensión de media a alta a la cercanía de dicha pluralidad de módulos de electrolizador;

e. transformar dicha electricidad de CA de tensión de media a alta a electricidad de CA de tensión baja usando al menos un transformador de n impulsos reductor central;

f. convertir dicha electricidad de CA de tensión baja en electricidad de CC de tensión baja no regulada usando al menos un rectificador de n impulsos no regulado central;

g. distribuir dicha electricidad de CC de tensión baja no regulada a través de al menos un bus de CC de n impulsos; h. recibir y regular dicha electricidad de CC de tensión baja no regulada usando al menos un convertidor de CC-CC de n impulsos regulado asociado con cada uno de dicha pluralidad de módulos de electrolizador y conectado a al menos uno de dicho al menos un bus de CC de n impulsos, y suministrar electricidad de CC regulada a cada uno de dicha pluralidad de módulos de electrolizador según dicha potencia de CC disponible en tiempo real;

i. dirigir cualquiera de dicha potencia eléctrica generada por dicho parque eólico que no se solicita por dicha pluralidad de módulos de electrolizador a al menos una carga alterna;

j. suministrar cualquier potencia eléctrica solicitada por dicha pluralidad de módulos de electrolizador que no se suministra por dicho parque eólico a partir de al menos una fuente de potencia alterna.

Un método para distribuir potencia eléctrica a partir de un parque eólico que genera electricidad de CC de tensión media a una pluralidad de módulos de electrolizador para producir hidrógeno que comprende las etapas de: a. al menos uno de medir, estimar y predecir una potencia de salida de parque eólico de dicha electricidad de CC generada por el parque eólico;

b. estimar una eficiencia de la trayectoria de transmisión y conversión;

d. transmitir dicha electricidad de CC de tensión media a la cercanía de dicha pluralidad de módulos de electrolizador;

e. convertir dicha electricidad de CC de tensión media en electricidad de CC de tensión baja no regulada usando al menos un convertidor reductor central;

f. distribuir dicha electricidad de CC de tensión baja no regulada a través de al menos un bus de CC;

g. recibir y regular dicha electricidad de CC de tensión baja no regulada usando al menos un convertidor de CC-CC regulado asociado con cada uno de dicha pluralidad de módulos de electrolizador y conectado a al menos uno de dicho al menos un bus de CC, y suministrar electricidad de CC regulada a cada uno de dicha pluralidad de módulos de electrolizador según dicha potencia de CC disponible en tiempo real;

h. dirigir cualquier potencia eléctrica generada por dicho parque eólico que no se solicita por dicha pluralidad de módulos de electrolizador a al menos una carga alterna;

i. suministrar cualquier potencia eléctrica solicitada por dicha pluralidad de módulos de electrolizador que no se suministra por dicho parque eólico a partir de al menos una fuente de potencia alterna.

Descripción de figuras

La figura 1 muestra un sistema para distribuir potencia eléctrica de CA generada por un parque eólico a múltiples módulos de electrolizador según la presente invención. Las líneas discontinuas indican conexiones que portan señales de control; las líneas continuas indican conexiones que portan potencia.

La figura 2 muestra un sistema para distribuir potencia eléctrica de CC generada por un parque eólico a múltiples módulos de electrolizador según la presente invención. Las líneas discontinuas indican conexiones que portan señales de control; las líneas continuas indican conexiones que portan potencia.

La figura 3 muestra las etapas de función de control principal para un sistema para distribuir potencia eléctrica generada por un parque eólico a múltiples módulos de electrolizador según la presente invención.

La figura 4 esboza el primer bloque de control principal de un método para controlar un sistema para distribuir potencia eléctrica generada por un parque eólico a múltiples módulos de electrolizador según la presente invención. La figura 5 esboza el segundo bloque de control principal de un método para controlar un sistema para distribuir potencia eléctrica generada por un parque eólico a múltiples módulos de electrolizador según la presente invención. La figura 6 esboza el tercer bloque de control principal de un método para controlar un sistema para distribuir potencia eléctrica generada por un parque eólico a múltiples módulos de electrolizador según la presente invención.

Descripción detallada de realizaciones preferidas

Sistema para distribuir potencia eléctrica de CA

La invención se da a conocer en las reivindicaciones adjuntas. En la figura 1 se muestra de manera general un sistema para distribuir potencia eléctrica de CA generada por un parque eólico a una pluralidad de módulos de electrolizador para producir hidrógeno según la presente invención. Las líneas discontinuas indican conexiones que portan señales de control; las líneas continuas indican conexiones que portan potencia. Un parque 2 eólico, con uno o más generadores de turbina eólica, genera electricidad de CA de tensión de media a alta. Uno o más medios 3 de determinación y monitorización de potencia se ubican en o de manera próxima al parque eólico para medir y/o permitir la estimación de y/o permitir la predicción de la potencia de la electricidad de CA generada por el parque eólico. Las líneas 4 de transmisión transmiten de manera eficiente la electricidad de CA de tensión de media a alta a partir del parque 2 eólico hasta un equipo de transformación y rectificación centralizado ubicado en la cercanía de la pluralidad de unos módulos 5 de electrolizador. En ese lugar, uno o más transformadores 6 de n impulsos reductores centrales transforman la electricidad de CA de tensión de media a alta a electricidad de CA de tensión baja. Uno o más rectificadores 7 de n impulsos no regulados centrales convierten entonces la electricidad de CA de tensión baja a partir del transformador de n impulsos reductor en electricidad de CC de tensión baja no regulada. Uno o más buses 8 de CC de n impulsos distribuyen entonces la electricidad de CC de tensión baja no regulada a convertidores 9 de CC-CC de n impulsos regulados; se usan uno o más convertidores de CC-CC de n impulsos para cada uno de los módulos 5 de electrolizador. Los convertidores 9 de CC-CC de n impulsos convierten la electricidad de CC de tensión baja no regulada en electricidad de CC regulada de la razón corriente-tensión requerida en cualquier momento dado por cada uno de los módulos 5 de electrolizador correspondientes. Los módulos 5 de electrolizador utilizan la electricidad de CC regulada para producir gas de hidrógeno, y en el caso de electrólisis de agua, gas de oxígeno.

El sistema 1 de reparto de potencia comprende además uno o más controladores 10 de módulo de electrolizador que están conectados a los módulos 5 de electrolizador y los convertidores 9 de CC-CC de n impulsos para controlar los módulos de electrolizador, y al menos un controlador 11 de reparto que está conectado al uno o más medios 3 de determinación y monitorización de potencia y el al menos un controlador 10 de módulo de electrolizador para implementar un control de sistema tal como se describe en el presente documento. Preferible pero no necesariamente, hay un controlador 10 de módulo de electrolizador para cada uno de los módulos 5 de electrolizador y su asociado uno o más convertidores de CC-CC.

El sistema 1 de reparto de potencia comprende además medios para tratar un desequilibrio de potencia entre las fuentes de potencia primarias (el parque eólico) y sumideros de potencia primarios (los módulos de electrolizador), que involucra un sistema de una o más cargas 12 alternas para solicitar cualquiera de la potencia eléctrica generada por el parque 2 eólico que no se solicita por los módulos 5 de electrolizador, una o más fuentes 13 de potencia alterna para suministrar cualquier potencia eléctrica solicitada por los módulos 5 de electrolizador que no se suministra por el parque 2 eólico, y uno o más controladores 14 de equilibrio de potencia de rápida actuación que activan de manera apropiada la una o más cargas alternas y la una o más fuentes de potencia alterna para equilibrar la potencia (y potencia reactiva para una red de CA) y por tanto mantener una tensión estable (y frecuencia estable para una red de CA). El uno o más controladores de equilibrado de potencia están conectados a la una o más cargas 12 alternas y la una o más fuentes 13 de potencia alterna, así como opcionalmente las líneas 4 de transmisión, el uno o más buses 8 de CC de n impulsos, y el al menos un controlador 11 de reparto. En el caso de interconexión a una red eléctrica de servicio público relativamente grande, las funciones de cargas alternas, fuentes de potencia alterna y controladores de equilibrado de potencia se llevan a cabo “automáticamente” por la capacidad de la red eléctrica de servicio público grande para absorber y suministrar niveles suficientes de potencia a demanda. Se requieren cargas alternas, fuentes de potencia alterna y controladores de equilibrado de potencia en redes eléctricas débiles que no tienen un suministro de potencia a demanda suficiente y absorben capacidades para mantener la estabilidad cuando se producen desequilibrios de potencia.

A continuación se describen los detalles del sistema 1 de reparto de potencia.

El equipo de n impulsos en cualquier sistema dado puede ser uno de 6 impulsos, 12 impulsos o 24 impulsos; cada rectificador no regulado de 12 impulsos o 24 impulsos, bus de CC, o convertidor de CC-CC consiste de manera general en dos unidades de 6 impulsos, o cuatro unidades de 6 impulsos, respectivamente. Se prefieren configuraciones de 12 impulsos o 24 impulsos para su uso en aplicaciones a escala de los MW para armónicos enormemente reducidos y factor de potencia superior frente a configuraciones de 6 impulsos.

La ruta de potencia según la presente invención divide la funcionalidad de los suministros de potencia (por ejemplo, rectificadores de SCR) en una ruta de potencia convencional para dar dos funciones discretas; conversión de potencia de CA-CC y regulación de potencia de CC (conversión de potencia de CC-CC). La separación de las dos funcionalidades permite la “centralización” del equipo de conversión de potencia de CA-CC, es decir, el uso de un convertidor de potencia de CA-CC individual más grande y más rentable. Los ejemplos no limitativos de hardware adecuado son rectificadores de diodo para conversión de potencia de CA-CC (es decir, el uno o más rectificadores 7 de n impulsos no regulados centrales), y se prefieren seccionadores para regulación de potencia de CC (es decir, el uno o más convertidores de CC-CC de n impulsos usados para cada uno de los módulos 5 de electrolizador); equipo de 12 impulsos o 24 impulsos y buses de conexión para sistemas de potencia de escala de los MW. Puesto que no se usan rectificadores de SCR, el uno o más transformadores 6 de n impulsos reductores centrales pueden ser transformadores de una sola etapa.

La combinación de rectificadores 7 de diodo no regulados y convertidores 9 de CC-CC regulados proporciona ventajas frente a rectificadores de SCR tales como una buena eficiencia a lo largo de un amplio intervalo de potencia de funcionamiento (“eficiencia uniforme”), buen factor de potencia y armónicos bajos. Estas características también permiten el uso de un transformador más convencional y con una reducción de una sola etapa a partir de tensión alta más eficaz y eficiente. Aunque los rectificadores de SCR tienen mejor eficiencia cerca de la salida nominal en comparación con otros suministros de potencia que tienen más de una etapa de conversión, a menores salidas de potencia los armónicos generados mediante la división de la forma de onda de CA provocan calentamiento y pérdidas en el transformador. Se prefiere el uso de rectificadores de diodo de 12 impulsos o 24 impulsos y buses de CC aguas abajo para sistemas de potencia a escala de los MW.

Pueden usarse convertidores de CC a CC de tipo seccionador como el uno o más convertidores 9 de CC-CC para proporcionar electricidad de CC regulada de la tensión y corriente requeridas a los múltiples módulos 5 de electrolizador. En el caso de una configuración de 12 impulsos, que se prefiere para aplicaciones a escala de los MW, se requiere al menos un seccionador de 12 impulsos (que consiste en dos seccionadores de 6 impulsos) para cada módulo de célula de electrolizador para un control de potencial independiente. Puede considerarse el uso del mismo convertidor 9 de potencia de CC-CC para alimentar potencia a múltiples módulos 5 de electrolizador, siempre que pueda tolerarse la posibilidad de una compartición de corriente desigual entre los múltiples módulos de electrolizador.

El al menos un controlador 11 de reparto puede ser un PLC o un dispositivo similar. La robustez y capacidad de respuesta de los PLC los hace adecuados a esta aplicación. El al menos un controlador de reparto monitoriza el uno o más controladores 10 de módulo de electrolizador, que también pueden ser PLC o dispositivos similares, para detectar datos, alarmas y fallos; también monitoriza el uno o más medios 3 de determinación y monitorización de potencia para adquirir datos de potencia del viento en tiempo real o predichos. Además de mediciones de potencia directas, también pueden usarse otros enfoques para estimar o predecir la potencia del viento tal como se conocen en la técnica. Por ejemplo, puede medirse la potencia del viento o la velocidad del viento en cada turbina eólica y pueden usarse las múltiples mediciones para proporcionar una potencia del viento en tiempo real o predicha estimada total para el parque eólico. El al menos un controlador de reparto usa los datos adquiridos para controlar el sistema de reparto de potencia implementando la estrategia de control descrita en el presente documento. El al menos un controlador de reparto puede tener un procesador redundante para un funcionamiento a prueba de fallos y puede comunicarse con el uno o más controladores de módulo de electrolizador y con el uno o más medios de determinación y monitorización de potencia a través de una red de comunicaciones redundante.

En la figura 1 se muestra un controlador 10 de módulo de electrolizador por cada módulo 5 de electrolizador como un enfoque preferido, pero no necesariamente requerido. Los controladores de módulo de electrolizador monitorizan y controlan todas las funciones de los módulos de electrolizador y los convertidores 9 de CC-CC. Además de la función de controlador habitual, también puede usarse un sistema de relé crítico de seguridad independiente para monitorizar condiciones críticas de seguridad que justificarían el apagado del módulo de célula y su suministro de potencia durante el funcionamiento fuera de los límites. Este sistema de seguridad independiente garantiza un apagado fiable si los controladores fallan.

La una o más fuentes 12 de potencia alterna pueden incluir pero no se limitan a una red eléctrica de servicio público, una red eléctrica local, grupos electrógenos o un equipo de almacenamiento de energía y regeneración de electricidad tal como un volante de inercia, baterías (incluyendo baterías de flujo redox) y sistemas de energía de aire comprimido. La una o más fuentes 12 de potencia alterna pueden conectarse a uno o más de los lados de tensión media o tensión baja del uno o más convertidores 6 de CC-CC reductores centrales, o al uno o más buses 8 de CC. La una o más fuentes 13 de potencia alterna pueden incluir pero no se limitan a una red eléctrica de servicio público, una red eléctrica local, grupos electrógenos o un equipo de almacenamiento de energía y regeneración de electricidad tales como volantes de inercia, baterías (incluyendo baterías de flujo redox) y sistemas de energía de aire comprimido. En casos en los que el sistema de hidrógeno eólico proporciona hidrógeno a un usuario de hidrógeno asociado tal como una planta química o refinería, el usuario de hidrógeno asociado puede proporcionar algunas o la totalidad de las cargas alternas y fuentes de potencia alterna requeridas.

La una o más cargas 12 alternas pueden incluir pero no se limitan a una red eléctrica de servicio público, una red eléctrica local, cargas resistivas secundarias o un equipo de almacenamiento de energía y regeneración de electricidad tales como volantes de inercia, baterías (incluyendo baterías de flujo redox) y sistemas de energía de aire comprimido. La una o más cargas 12 alternas pueden conectarse a una o más de las líneas 4 de transmisión, el lado de tensión baja del uno o más transformadores 6 de n impulsos reductores centrales, y al uno o más buses 8 de CC de n impulsos. La una o más fuentes 13 de potencia alterna pueden incluir pero no se limitan a una red eléctrica de servicio público, una red eléctrica local, grupos electrógenos o un equipo de almacenamiento de energía y regeneración de electricidad tales como volantes de inercia, baterías (incluyendo baterías de flujo redox) y sistemas de energía de aire comprimido. En casos en los que el sistema de hidrógeno eólico proporciona hidrógeno a un usuario de hidrógeno asociado tal como una planta química o refinería, el usuario de hidrógeno asociado puede proporcionar algunas o la totalidad de las cargas alternas y fuentes de potencia alterna requeridas.

Las cargas 12 alternas y fuentes 13 de potencia alterna pueden ser una o más de CA de tensión de media a alta, CA de tensión baja o CC. En el caso de un equipo de 12 impulsos y 24 impulsos, cualquier carga alterna y/o fuente de potencia alterna conectada al lado de tensión baja del uno o más transformadores 6 de n impulsos reductores centrales o los buses de CC deben equilibrarse para cada uno de los dos lados para configuraciones de 12 impulsos, y cada uno de los cuatro lados para configuraciones de 24 impulsos. Las cargas y fuentes de potencia de CC pueden tener una respuesta más rápida si las cargas y fuentes de potencia de AC deben sincronizarse a una red eléctrica.

Las desviaciones del viento normales tales como caídas repentinas en la potencia del viento o una pérdida repentina de un único generador de turbina eólica en un parque eólico relativamente grande (potencia del viento nominal de, por ejemplo, 50 MW o más) perturbará el sistema 1 de hidrógeno eólico y requerirá el empleo de una o más fuentes 13 de potencia alterna para compensar la diferencia de potencia a corto plazo entre la potencia solicitada por los módulos 5 de electrolizador y la potencia suministrada por el parque 2 eólico. La magnitud y duración de la diferencia de potencia dependerá de la magnitud y duración de la pérdida de potencia del viento y el retardo de tiempo entre la medición de potencia del viento y el control de corriente con respecto a los módulos de electrolizador. El retardo de tiempo entre la medición de potencia y el control de corriente preferiblemente es menor de un segundo.

Sin embargo, grandes diferencias de potencia que se producirían a partir del apagado repentino de un gran número de generadores de turbina eólica, tales como durante un fallo de red de potencia, necesitarían fuentes 13 de potencia alterna de capacidad nominal alta que se aproxima a la de la capacidad nominal total del parque eólico. Esto claramente no es una solución deseable o práctica. Por tanto, para pérdidas de potencia del viento repentinas y grandes deben estar disponibles otros medios para sacar rápidamente de línea los módulos de electrolizador. En el caso más básico de que todo el parque eólico se apaga a la vez, puede usarse o bien una señal de apagado a partir del parque 2 eólico, el uno o más medios 3 de determinación y monitorización de potencia, o bien un relé de detección de pérdida de potencia para enviar una señal de apagado a la planta de electrolizador. Esta capacidad también puede implementarse a través del controlador 11 de reparto si el controlador es lo suficientemente rápido; sin embargo, en general, se prefiere una implementación a través de unos medios más rápidos tales como a través de un circuito de cableado o como parte de la función del controlador 14 de equilibrado de potencia.

Si sólo partes del parque eólico se apagan a la vez dejando todavía activa una fuente de potencia significativa, entonces sólo una parte equivalente de la planta de electrolizador puede apagarse o “desprenderse”. Esta capacidad requiere un diseño especial como parte del controlador de equilibrado de potencia para mantener de manera apropiada el equilibrio de potencia o bien a través del encendido de fuentes de potencia o bien desprendiéndose de cargas tales como los módulos de electrolizador.

Las ráfagas de viento repentinas de gran magnitud también pueden desequilibrar el sistema de reparto de potencia, a veces hasta la capacidad nominal del parque eólico. El desequilibrio se mantendrá hasta que la tasa de rampa de potencia de los módulos de electrolizador no puede seguir el ritmo de la tasa de rampa de potencia del viento. El encendido de cualquier módulo de electrolizador inactivo para seguir el ritmo de esta subida en potencia del viento sólo aumentará el tiempo para retomar el equilibrio de potencia. Una carga alterna grande dimensionada de manera apropiada, aunque se requiere para periodos de tiempo muy cortos, puede no ser adecuada con respecto al tamaño y coste. Los generadores de turbina eólica modernos proporcionan los medios para limitar (reducir) su salida automáticamente o a demanda, y esta característica puede requerirse para redes débiles con el fin de evitar un requisito para cargas alternas muy grandes. Los algoritmos de predicción de la velocidad del viento modernos usados en controles de generador de turbina eólica también pueden ayudar a proporcionar una limitación altamente sensible de la potencia de generador de turbina eólica.

Las ráfagas de potencia del viento no son la única fuente potencial de desequilibrios de potencia en la red. El seguimiento estrecho de la potencia del viento por los módulos de electrolizador requiere determinaciones de potencia del viento precisas y puntuales (mediciones/estimaciones/predicciones) que se traducen en ajustes de potencia precisos para los módulos de electrolizador. En la práctica, pueden producirse algunos errores en las mediciones de potencia a través de errores de calibración en instrumentos y la imprecisión en la estimación de pérdidas/conversiones entre el punto de medición de potencia del viento y el bus de CC de módulos de electrolizador. Además, el retardo de tiempo entre medir/estimar/predecir la potencia del viento y el control de corriente de módulos de electrolizador se añadirá a este error. Estos errores se traducirán en desequilibrios de potencia en una red débil que debe corregirse a través del sistema de control de carga alterna y fuente de potencia alterna.

Los enfoques de mitigación de errores pueden reducir potencialmente estos errores y disminuir los regímenes y costes de las fuentes y cargas alternas. Un enfoque de mitigación de errores es utilizar lecturas de desequilibrio de potencia determinadas por el controlador de equilibrado de potencia y alimentar esta información de vuelta al controlador de reparto de modo que puede ajustar los ajustes de potencia a los módulos de electrolizador. El controlador de equilibrado de potencia debe tener la capacidad de traducir las desviaciones de frecuencia (en el caso de una red de CA) o tensión (en el caso de una red de CC) en niveles de desequilibrio de potencia (positivo para una potencia en exceso en la red y negativo para una extracción en exceso en la red).

Una implementación potencial de este enfoque de mitigación de errores es establecer un nivel de potencia umbral, y cuando el controlador de equilibrado de potencia mide un desequilibrio en la red por encima de este nivel umbral, envía una señal de interrupción al controlador de reparto para ajustar los niveles de potencia a los módulos de electrolizador mediante el nivel de potencial umbral en el sentido para corregir el desequilibrio, siempre que se mantengan la capacidad nominal de corriente de módulo de electrolizador y la tasa de rampa máxima. El nivel de potencia umbral óptimo puede determinarse a través de una simulación por ordenador. Este método no requiere una determinación precisa del nivel de desequilibrio de potencia. Los resultados de simulación por ordenador a partir de un método de “mitigación de errores de tipo por etapas” de este tipo se muestran en los ejemplos a continuación. Otra implementación potencial del enfoque de mitigación de errores es determinar de manera continua el desequilibrio de potencia real (o bien positivo o bien negativo) en la red y alimentar estos datos al controlador de reparto de modo que puede ajustar los ajustes de potencia a los módulos de electrolizador de manera proporcional. Esta implementación potencial requiere determinaciones de desequilibrio de potencia precisas; de otro modo, su propia introducción de errores en la estrategia de control no proporcionará ninguna mejora.

Si se emplea un método de mitigación de errores, entonces el controlador 14 de equilibrado de potencia enviará una señal al controlador 11 de reparto. En el caso de un método de mitigación de errores de tipo por etapas, se envía una señal digital al controlador de reparto cuando se supera un ajuste de potencia de umbral en un desequilibrio de potencia o bien positivo o bien negativo. En el caso del método de mitigación de errores continuo, se envía una señal analógica proporcional al desequilibrio de potencia positivo o negativo al controlador de reparto.

En el caso de una interconexión a una red eléctrica de servicio público relativamente grande, las funciones de cargas alternas y fuentes de potencia alterna se llevan a cabo “automáticamente” mediante la capacidad de la red eléctrica de servicio público grande para absorber y suministrar niveles suficientes de potencia a demanda. En el extremo opuesto, en el caso en que el sistema de hidrógeno eólico es un sistema autónomo, se requiere una gestión de potencia activa tal como se conoce en la técnica para controlar y utilizar de manera apropiada el nivel requerido de cargas alternas o fuentes de potencia alterna para corregir cualquier desequilibrio de potencia. El controlador 14 de equilibrado de potencia para la gestión de potencia activa debe ser rápido y dinámico con una respuesta de milisegundos y medios para medir la variación de frecuencia y tensión. En el caso de redes eléctricas de servicio público remotas, la red eléctrica de servicio público remota puede proporcionar “automáticamente” algunas de las funciones de cargas alternas y fuentes de potencia alterna, y la red eléctrica de servicio público remota puede tener un sistema de gestión de potencia activa.

Por tanto, la distribución de potencia eléctrica a partir de un parque eólico para generar electricidad de CA de tensión de media a alta a múltiples módulos de electrolizador para producir hidrógeno implica en general las siguientes etapas: (a) estimar en tiempo real y/o predecir la potencia de la electricidad de CA generada por el parque eólico; (b) transmitir electricidad de CA de tensión de media a alta a los múltiples módulos de electrolizador; (c) transformar la electricidad de CA de tensión de media a alta a electricidad de CA de tensión baja usando uno o más transformadores reductores; (d) convertir la electricidad de CA de tensión baja en electricidad de CC de tensión baja no regulada usando uno o más rectificadores no regulados; (e) distribuir la electricidad de CC de tensión baja no regulada a través de uno o más buses de CC; (f) recibir y regular la electricidad de CC de tensión baja no regulada usando uno o más convertidores de CC-CC regulados asociados con cada uno de los múltiples módulos de electrolizador y conectados a al menos uno de los uno o más buses de CC, y suministrar electricidad de CC regulada a cada uno de los múltiples módulos de electrolizador según la potencia medida de la electricidad de CA generada por el parque eólico y las pérdidas por conversión y transmisión de potencia estimadas; (g) dirigir cualquier potencia generada por el parque eólico que no se solicita por los múltiples módulos de electrolizador a una o más cargas alternas; y, (h) suministrar cualquier potencia eléctrica solicitada por múltiples módulos de electrolizador que no se suministra por el parque eólico a partir de una o más fuentes de potencia alterna.

Sistema para distribuir potencia eléctrica de CC

En la figura 2 se muestra de manera general en 1 un sistema para distribuir potencia eléctrica de CC generada por un parque eólico a una pluralidad de módulos de electrolizador para producir hidrógeno según la presente invención. Las líneas discontinuas indican conexiones que portan señales de control; las líneas continuas indican conexiones que portan potencia. El parque 2 eólico, con uno o más generadores de turbina eólica, genera electricidad de CC de tensión media. Uno o más medios 3 de determinación y monitorización de potencia se ubican en o de manera próxima al parque eólico para medir y/o permitir la estimación de y/o permitir la predicción de la potencia de la electricidad de CC de tensión media. Las líneas 4 de transmisión transmiten de manera eficiente la electricidad de CC de tensión media a partir del parque eólico a la cercanía de la pluralidad de los módulos 5 de electrolizador. En ese lugar, uno o más convertidores 6 de CC-CC reductores centrales convierten la electricidad de CC de tensión media en electricidad de CC de tensión baja. Uno o más buses 7 de CC distribuyen entonces la electricidad de CC de tensión baja no regulada a convertidores 8 de CC-CC regulados; se usan uno o más convertidores de CC-CC para cada uno de los módulos 5 de electrolizador. Los convertidores 8 de CC-CC convierten la electricidad de CC de tensión baja no regulada en electricidad de CC regulada de la razón de tensión-corriente requerida en cualquier momento dado por cada uno de los módulos de electrolizador correspondientes. Los módulos 5 de electrolizador utilizan la electricidad de CC regulada para producir gas de hidrógeno, y en el caso de electrólisis de agua, gas de oxígeno.

El sistema 1 de reparto de potencia comprende además uno o más controladores 10 de módulo de electrolizador que están conectados a los módulos 5 de electrolizador y los convertidores 9 de CC-CC respectivos para controlar los módulos de electrolizador, y al menos un controlador 11 de reparto que está conectado a los medios 3 de determinación y monitorización de potencia y los controladores 10 de módulo de electrolizador para implementar un control de sistema tal como se describe en el presente documento.

El sistema 1 de reparto de potencia comprende además medios para tratar el desequilibrio de potencia entre las fuentes de potencia primarias (el parque eólico) y sumideros de potencia primarios (los módulos de electrolizador) que involucra un sistema de una o más cargas 11 alternas para solicitar cualquiera de la potencia eléctrica generada por el parque 2 eólico que no se solicita por los módulos 5 de electrolizador, o una o más fuentes 12 de potencia alterna para suministrar cualquier potencia eléctrica solicitada por los módulos 5 de electrolizador que no se suministra por el parque 2 eólico, y uno o más controladores 13 de equilibrado de potencia de rápida actuación que activan de manera apropiada la una o más cargas alternas y la una o más fuentes de potencia alterna para equilibrar la potencia y por tanto mantener la tensión estable. El uno o más controladores 13 de equilibrado de potencia están conectados a la una o más cargas 11 alternas y la una o más fuentes 12 de potencia alterna, así como opcionalmente las líneas 4 de transmisión, y el al menos un controlador 10 de reparto. En el caso de la interconexión de una línea de transmisión de CC de tensión media con una red eléctrica de servicio público relativamente grande, las funciones de cargas alternas y fuentes de potencia alterna se llevan a cabo “automáticamente” mediante la capacidad de la red eléctrica de servicio público grande para absorber y suministrar niveles suficientes de potencia a demanda. Se requieren cargas alternas, suministros de potencia alterna y controladores de equilibrado de potencia en redes eléctricas débiles que no tienen un suministro de potencia a demanda suficiente y capacidades de absorción para mantener la estabilidad cuando se producen desequilibrios de potencia.

A continuación de describen detalles del sistema 1 de reparto de potencia.

Los generadores de turbina eólica que producen potencia de CC, aunque actualmente son menos comunes que los que producen potencia de CA, están disponibles comercialmente. Los generadores de turbina eólica de CC individuales tienen normalmente cada uno un rectificador que suministra potencia de CC de tensión baja a un convertidor elevador de CC-CC. El convertidor elevador eleva la tensión a partir de un nivel bajo a medio. Los convertidores elevadores para generadores de turbina eólica individuales alimentan a una línea de transmisión de CC de tensión media habitual. La línea de transmisión de CC puede enterrarse y encaminarse a los módulos de electrolizador. En la ubicación de los módulos de electrolizador, el uno o más convertidores 7 de CC-CC centrales pueden ser, pero no se limitan a, convertidores reductores que reducen la tensión a una tensión baja en un bus de CC habitual. El uno o más convertidores 8 de CC-CC regulados pueden ser, pero no se limitan a, suministros de potencia de seccionador individuales que suministran electricidad de CC regulada a partir del bus de CC a cada uno de los módulos 5 de electrolizador. Se requiere al menos un convertidor de CC-CC para cada módulo de célula de electrolizador para un control de potencia independiente. Puede considerarse el uso del mismo convertidor 8 de potencia de CC-CC para alimentar potencia a múltiples módulos 5 de electrolizador, siempre que pueda tolerarse la posibilidad de una compartición de corriente desigual.

El controlador 10 de reparto puede ser un PLC o un dispositivo similar. La robustez y la capacidad de respuesta de los PLC los hace adecuados a esta aplicación. El controlador de reparto monitoriza los controladores 9 de módulos de electrolizador, que también pueden ser PLC o dispositivos similares, para detectar datos, alarmas y fallos; también monitoriza el uno o más medios 3 de determinación y monitorización de potencia para adquirir datos de potencia del viento en tiempo real o predichos. Además de mediciones de potencia directas, también pueden usarse otros enfoques para estimar o predecir la potencia del viento tal como se conocen en la técnica. Por ejemplo, puede medirse la potencia del viento o la velocidad del viento en cada turbina eólica y pueden usarse las múltiples mediciones para proporcionar una potencia del viento en tiempo real o predicha estimada total para el parque eólico. El controlador de reparto usa los datos adquiridos para controlar el sistema de reparto de potencia implementando la estrategia de control descrita en el presente documento. El controlador de reparto puede tener un procesador redundante para un funcionamiento a prueba de fallos y puede comunicarse con los controladores de módulo de electrolizador y con los medios de determinación y monitorización de potencia a través de una red de comunicaciones redundante.

En la figura 1 se muestra un controlador 9 de módulo de electrolizador por cada módulo 5 de electrolizador como un enfoque preferido, pero no necesariamente requerido. Los controladores de módulo de electrolizador controlan todas las funciones de los módulos de electrolizador y los convertidores 8 de CC-CC. Además de la función de controlador habitual, también puede usarse un sistema de relé crítico de seguridad independiente para monitorizar condiciones críticas de seguridad que justificarían el apagado del módulo de célula y su suministro de potencia durante el funcionamiento fuera de los límites. Este sistema de seguridad independiente garantiza un apagado fiable si los controladores fallan.

La una o más cargas 11 alternas pueden incluir pero no se limitan a una red eléctrica de servicio público, una red eléctrica local, cargas resistivas secundarias o un equipo de almacenamiento de energía y regeneración de electricidad tales como volantes de inercia, baterías (incluyendo baterías de flujo redox) y sistemas de energía de aire comprimido. La una o más cargas 11 alternas pueden conectarse a una o más de las líneas 4 de transmisión, el lado de tensión baja del uno o más convertidores 6 de CC-CC reductores centrales, y al uno o más buses 7 de CC. La una o más fuentes 12 de potencia alterna pueden incluir pero no se limitan a una red eléctrica de servicio público, una red eléctrica local, grupos electrógenos o un equipo de almacenamiento de energía y regeneración de electricidad tales como volantes de inercia, baterías (incluyendo baterías de flujo redox) y sistemas de energía de aire comprimido. La una o más fuentes 12 de potencia alterna pueden conectarse a una o más de los lados de tensión medias o tensión baja del uno o más convertidores 6 de CC-CC reductores centrales, o al uno o más buses 7 de CC. La una o más fuentes 12 de potencia alterna pueden incluir pero no se limitan a una red eléctrica de servicio público, una red eléctrica local, grupos electrógenos o un equipo de almacenamiento de energía y regeneración de electricidad tales como volantes de inercia, baterías (incluyendo baterías de flujo redox) y sistemas de energía de aire comprimido. La una o más fuentes 12 de potencia alterna pueden conectarse a uno o más de los lados de tensión media o tensión baja del uno o más convertidores 6 de CC-CC reductores centrales o al uno o más buses 7 de CC. En casos en los que el sistema de hidrógeno eólico proporciona hidrógeno a un usuario de hidrógeno asociado tal como una planta química o refinería, el usuario de hidrógeno asociado puede proporcionar algunas o la totalidad de las cargas alternas y fuentes de potencia alterna requeridas.

Las cargas 11 alternas y fuentes 12 de potencia alterna son de CC, excepto en el caso en el que las cargas alternas y fuentes de potencia alterna se proporcionan mediante una red de CA (red de servicio público o red local).

Las desviaciones del viento normales tales como caídas repentinas en la potencia del viento o una pérdida repentina de un único generador de turbina eólica en un parque eólico relativamente grande (potencia del viento nominal de, por ejemplo, 50 MW o más) perturbará el sistema 1 de hidrógeno eólico y requerirá el empleo de una o más fuentes 12 de potencia alterna para compensar la diferencia de potencia a corto plazo entre la potencia solicitada por los módulos 5 de electrolizador y la potencia suministrada por el parque 2 eólico. La magnitud y duración de la diferencia de potencia dependerá de la magnitud y duración de la pérdida de potencia del viento y el retardo de tiempo entre la medición de potencia del viento y el control de corriente con respecto a los módulos de electrolizador. El retardo de tiempo entre la medición de potencia y el control de corriente preferiblemente es menor de un segundo.

Sin embargo, grandes diferencias de potencia que se producirían a partir del apagado repentino de un gran número de generadores de turbina eólica, tales como durante un fallo de la red de potencia, necesitarían fuentes 12 de potencia alterna de capacidad nominal alta que se aproxima a la de la capacidad nominal total del parque eólico. Esto claramente no es una solución deseable o práctica. Por tanto, para pérdidas de potencia del viento repentinas y grandes deben estar disponibles otros medios para sacar rápidamente de línea los módulos de electrolizador. En el caso más básico de que todo el parque eólico se apaga a la vez, puede usarse o bien una señal de apagado a partir del parque 2 eólico, el uno o más medios 3 de medición y monitorización de potencia y/o velocidad del viento, o bien un relé de detección de pérdida de potencia para enviar una señal de apagado a la planta de electrolizador. Esta capacidad también puede implementarse a través del controlador 10 de reparto si el controlador es lo suficientemente rápido; sin embargo, en general, se prefiere una implementación a través de unos medios más rápidos tales como a través de un circuito de cableado o como parte de la función del controlador 13 de equilibrado de potencia.

Si sólo se apagan partes del parque eólico a la vez dejando todavía activa una fuente de potencia significativa, entonces sólo una parte equivalente de la planta de electrolizador puede apagarse o “desprenderse”. Esta capacidad requiere un diseño especial como parte del controlador de equilibrado de potencia para mantener de manera apropiada el equilibrio de potencia o bien a través del encendido de fuentes de potencia o bien desprendiéndose de cargas tales como los módulos de electrolizador.

Si se emplea un método de mitigación de errores, entonces el controlador 13 de equilibrado de potencia enviará una señal al controlador 10 de reparto. En el caso de un método de mitigación de errores de tipo por etapas, se envía una señal digital al controlador de reparto cuando se supera un ajuste de potencia de umbral en un desequilibrio de potencia o bien positivo o bien negativo. En el caso del método de mitigación de errores continuo, se envía una señal analógica proporcional al desequilibrio de potencia positivo o negativo al controlador de reparto.

En el caso de una interconexión a una red eléctrica de servicio público relativamente grande, las funciones de cargas alternas y fuentes de potencia alterna se llevan a cabo “automáticamente” mediante la capacidad de la red eléctrica de servicio público grande para absorber y suministrar niveles suficientes de potencia a demanda. En el extremo opuesto, en el caso en que el sistema de hidrógeno eólico es un sistema autónomo, se requiere una gestión de potencia activa tal como se conoce en la técnica para controlar y utilizar de manera apropiada el nivel requerido de cargas alternas o fuentes de potencia alterna para corregir cualquier desequilibrio de potencia. El controlador 13 de equilibrado de potencia para la gestión de potencia activa debe ser rápido y dinámico con una respuesta de milisegundos y medios para medir la variación de tensión. En el caso de interconexión a redes eléctricas de servicio público remotas, la red eléctrica de servicio público remota puede proporcionar “automáticamente” algunas de las funciones de cargas alternas y fuentes de potencia alterna, y la red eléctrica de servicio público remota puede tener un sistema de gestión de potencia activa.

Por tanto, la distribución de potencia eléctrica a partir de un parque eólico para generar electricidad de CC de tensión media a múltiples módulos de electrolizador para producir hidrógeno implica en general las siguientes etapas: (a) estimar en tiempo real y/o predecir la potencia de la electricidad de CC generada por el parque eólico; (b) transmitir la electricidad de CC de tensión media a la pluralidad de módulos de electrolizador; (c) convertir la electricidad de CC de tensión media en electricidad de CC de tensión baja no regulada usando al menos un convertidor reductor; (d) distribuir la electricidad de CC de tensión baja no regulada a través de al menos un bus de CC; (e) recibir y regular la electricidad de CC de tensión baja no regulada usando al menos un convertidor de CC a CC regulado asociado con cada uno de la pluralidad de módulos de electrolizador y conectado a al menos uno del al menos un bus de CC, y suministrar electricidad de CC regulada a cada uno de los múltiples módulos de electrolizador según la potencia medida de la electricidad de CC generada por el parque eólico y las pérdidas por conversión y transmisión de potencia estimadas; (f) dirigir cualquier potencia eléctrica generada por el parque eólico que no se solicita por los múltiples módulos de electrolizador a una o más cargas alternas; y, (g) suministrar cualquier potencia eléctrica solicitada por los múltiples módulos de electrolizador que no se suministra por el parque eólico a partir de una o más fuentes de potencia alterna.

Actualmente, se prefiere la transmisión de CA sobre la transmisión de CC para su uso en la presente invención basándose en la eficiencia, coste, fiabilidad y tecnología demostrada. La tecnología de conversión y regulación de potencia de CC a CC necesitará desarrollarse adicionalmente para mejorar la eficiencia, costes y fiabilidad antes de que la transmisión de potencia de CC se vuelva una opción práctica. Sin embargo, una distancia de transmisión larga entre el parque eólico y los módulos de electrolizador podría conseguir a la larga una transmisión de potencia de CC más rentable que una transmisión de CC para distancias de transmisión de 50 km o más.

Control de sistema de reparto de potencia y adaptación de la carga para la potencia del parque eólico

En la figura 3 se esboza un método para controlar la distribución de potencia eléctrica a partir de un parque eólico para generar al menos una de electricidad de CA de tensión de media a alta y electricidad de CC de tensión media con respecto a una pluralidad de módulos de electrolizador para producir hidrógeno. El método de control consiste en las etapas de: (a) estimar la potencia de CC disponible en tiempo real a partir del parque eólico; (b) determinar el número de módulos de electrolizador activos (definidos como módulos de electrolizador que no se encuentran en condición de alarma o fallo); (c) medir la tensión de cada módulo de electrolizador; (d) determinar el punto de referencia de corriente objetivo para cada uno de dicha pluralidad de módulos de electrolizador basándose en la potencia de CC disponible estimada a partir del parque eólico, el número de módulos de electrolizador activos, y la tensión de cada uno de dichos módulos de electrolizador activos; y, (e) aumentar en rampa la corriente de CC suministrada por los convertidores de potencia de CC-CC a cada uno de los módulos de electrolizador disponibles hacia el punto de referencia de corriente objetivo. Las etapas (a) a (e) se repiten en intervalos de tiempo apropiados. Por tanto, la potencia de funcionamiento de los módulos de electrolizador se mueve continuamente hacia una potencia de punto de referencia objetivo, determinada estimando la potencia disponible en tiempo real generada por el parque eólico, así como el número de módulos de electrolizador disponibles y su rendimiento estimado. Cada módulo de electrolizador tendrá una curva de corriente-tensión característica a cualquier temperatura de funcionamiento dada; por consiguiente, la potencia de funcionamiento de los módulos de electrolizador se establece estableciendo la corriente de funcionamiento, que a su vez establece la tensión de funcionamiento.

La modelización por simulación por ordenador usando datos de generación de potencia de parque eólico reales ha mostrado que intervalos de tiempo para la repetición de las etapas (a) a (e) del orden de 1 a 10 segundos puede ser suficiente para sistemas con parques eólicos de 51 MW o 150 MW; como en cualquier procedimiento de tipo de “integración”, cuanto más corto es el intervalo de tiempo, mejor será el control y, en este caso, mejor será el seguimiento de potencia y la captación de energía. En la práctica, el límite inferior del intervalo de tiempo se establecerá por la respuesta de los controladores y los dispositivos de medición de potencia, y el número de órdenes; podrían requerirse varios cientos de órdenes para un parque eólico de 150 MW. Para varios cientos de órdenes, el intervalo de tiempo podría ser de hasta varios cientos de ms. Por consiguiente, la “mejor” amplitud práctica aproximada para el intervalo de tiempo para la repetición de las etapas (a) a (e) puede ser, por ejemplo, de 0,7-1 segundos para un parque eólico de 150 MW. Pueden estimarse intervalos de tiempo apropiados de manera similar para sistemas con parques eólicos de diferentes potencias de salida nominales.

Se espera también que la tasa de rampa de corriente para cada módulo de electrolizador sea un parámetro importante. La modelización por simulación por ordenador usando datos de generación de potencia de parque eólico reales indica que tasas de rampa de corriente de al menos aproximadamente el 0,5% de la capacidad nominal de potencia, o al menos aproximadamente el 0,25% de la capacidad nominal de potencia pico de los módulos de electrolizador, dan como resultado una captación de porcentajes muy altos de la potencia del viento generada. La magnitud de estas tasas de rampa de corriente corresponde a al menos aproximadamente 19 A/s. Por tanto, se prefiere el uso de módulos de electrolizador que pueden conseguir tasas de rampa de corriente altas. Las tasas de rampa de corriente permisibles pueden variar con la temperatura de funcionamiento. Puede esperarse también que la tasa de rampa de corriente permisible en función de la temperatura de funcionamiento varíe para diferentes diseños de módulo de electrolizador.

Los módulos de electrolizador tienen una ventana de corriente de funcionamiento que se define mediante la capacidad nominal de corriente (potencia) en el límite superior, y mediante la reducción de corriente mínima (potencia) en el límite inferior. La capacidad nominal de corriente (potencia) de un módulo de electrolizador se determina por las capacidades nominales de componentes funcionales internos, y por su capacidad para generar gases con buena circulación de fluidos, buena separación de gas-líquido y sin sobrecalentamiento. La capacidad de reducción de corriente mínima de un módulo de electrolizador se determina por su capacidad para generar gas de hidrógeno con buena pureza, así como la curva de eficiencia de funcionamiento del equipo de conversión de potencia asociado. Preferiblemente, la corriente de funcionamiento no debe extenderse fuera de la ventana de corriente de funcionamiento durante ningún periodo extendido. Por consiguiente, es ventajoso el uso de módulos de electrolizador con una amplia ventana de corriente de funcionamiento, por ejemplo, en cuanto a densidad de corriente, de 0,1-1,0 A/cm2. Un diseño de módulo de electrolizador a gran escala apropiado con una amplia ventana de corriente de funcionamiento se describe en la solicitud en tramitación junto con la presente, que se incorpora en el presente documento en su totalidad.

Otro aspecto importante de la estrategia de control que facilita un buen seguimiento de potencia del viento y una alta captación de energía es la distribución de la potencia total de manera uniforme entre todos los módulos de electrolizador disponibles. Este enfoque minimiza la magnitud de fluctuaciones de potencia observadas por cada módulo de electrolizador, maximizando de ese modo la capacidad de seguimiento de potencia para cualquier tasa de rampa de corriente dada. El enfoque también maximiza el “margen” para acomodar aumentos de potencia del viento repentinos y, además, mantiene los puntos de referencia de corriente tan bajos como sea posible para cada módulo de electrolizador, maximizando de ese modo la eficiencia de los módulos de electrolizador.

El seguimiento de potencia baja generada por el parque eólico puede mejorarse a través de la extensión hacia abajo de la ventana de corriente de funcionamiento global eficaz apagando uno o más módulos de electrolizador después de un retardo de tiempo si el punto de referencia de corriente es menor que una corriente mínima baja establecida. (En este caso, un parámetro “establecido” se refiere a un parámetro fijo en la lógica de control que establece el diseñador y se usa a través del control.) Si el punto de referencia de corriente aumenta por encima de una corriente mínima alta establecida, uno o más de los módulos de electrolizador que se apagaron se vuelve a encender después de un retardo de tiempo. Los retardos de tiempo y los intervalos entre la corriente mínima baja establecida y la corriente mínima alta establecida ayudan a minimizar casos en los que se encienden y apagan módulos de electrolizador con alta frecuencia. En este aspecto, los momentos de ejecución de los múltiples módulos de electrolizador se igualan (mediante lógica de control independiente); es decir, se hacen lo más iguales posible a lo largo del tiempo. Además, cualquier operación de encendido-apagado de cada uno de los múltiples módulos de electrolizador se espacia a lo largo del tiempo (mediante otra lógica de control independiente). Los módulos de electrolizador también pueden hacerse funcionar a una corriente mínima si se da una(s) condición/condiciones de alarma. Las condiciones de alarma pueden incluir, pero no se limitan a, temperatura, presión o nivel de líquido altos o bajos. La finalidad de hacer funcionar cualquier módulo de electrolizador en alarma a una corriente mínima es proporcionar una condición de funcionamiento segura que podría “autorrepararse” y permitir que el módulo de electrolizador vuelva a un estado de funcionamiento normal. Cualquier módulo de electrolizador en condición de alarma se restablece al funcionamiento normal si la(s) condición/condiciones de alarma se autocorrige(n). Si la(s) condición/condiciones de alarma no se autocorrige(n), la condición del/de los módulo(s) de electrolizador se eleva a estado de fallo y el/los módulo(s) de electrolizador se apaga(n).

Descripción de etapas de función de control

Las etapas de función de control principal se esbozan en la figura 3. Existen tres bloques de control principal, cada uno de los cuales se describe a continuación en cuanto a (i) entradas de datos en tiempo real; (ii) datos característicos; (iii) salidas de control; y, (iv) lógica de control y acciones de control.

El bloque de control 1 se esboza en la figura 4. En el bloque de control 1 se estima la potencia del viento de CC disponible en tiempo real. Las entradas de datos en tiempo real miden, estiman o predicen la potencia de salida del parque eólico total en intervalos regulares, por ejemplo, cada segundo o con más frecuencia (cuanto más estrecho sea el intervalo de tiempo, mejor será el seguimiento de potencia). Los datos característicos requeridos, preferible pero no necesariamente proporcionados en forma de una tabla de consulta, son la eficiencia de la trayectoria de conversión de potencia desde el punto de determinación de potencia de parque eólico hasta la entrada de potencia de CC regulada a los módulos de electrolizador, en función del nivel de potencia. La lógica de control es: entrada de potencia de CC total a los módulos de electrolizador = potencia de salida del parque eólico x eficiencia de la trayectoria de conversión de potencia.

Si se emplea un método de mitigación de errores, entonces la potencia de salida de parque eólico se ajusta por una cantidad determinada mediante una señal a partir del controlador de equilibrado de potencia. En el caso de un método de mitigación de errores de tipo por etapas, una señal digital ajustará el valor de la potencia de salida de parque eólico por la potencia umbral positiva o negativa dependiendo del sentido del desequilibrio. En el caso del método de mitigación de errores continuo, una señal analógica proporcional al desequilibrio de potencia positivo o negativo ajustará la potencia de salida de parque eólico por esa cantidad.

El bloque de control 2 se esboza en la figura 5. En el bloque de control 2, se determinan puntos de referencia objetivo de corriente de módulo de electrolizador para los módulos de electrolizador disponibles y los módulos de electrolizador se aumentan en rampa hacia los puntos de referencia objetivo. Los datos en tiempo real introducidos son: (i) tensión de CC en tiempo real de cada módulo de electrolizador; (ii) opcionalmente, la temperatura en tiempo real de cada módulo de electrolizador; y (iii) alarma, fallo y estado de ejecución de cada módulo de electrolizador. Los datos característicos son: (i) la corriente de reducción permisible mínima para los módulos de electrolizador; (ii) la ocurrencia de transición a encendido para cada módulo de electrolizador; (iii) el ajuste de corriente máxima para los módulos de electrolizador; (iv) el estado de encendido-apagado para cada módulo de electrolizador; (v) tasas de rampa de corriente apropiadas; y opcionalmente, (vi) tensión frente a corriente frente a temperatura para los módulos de electrolizador. Las salidas de control son el punto de referencia de corriente con respecto a cada módulo de electrolizador.

La lógica de control para el bloque de control 2 es: potencia objetivo por cada módulo de electrolizador activo = (potencia de CC total - potencia a módulos de electrolizador en alarma) / (número de módulos de electrolizador activos), donde los módulos de electrolizador activos son los que están funcionando y no están en una condición de alarma o fallo; es decir, número de módulos de electrolizador activos = (número total de módulos de electrolizador) -(número de módulos de electrolizador en alarma y fallo) -(número de módulos de electrolizador completamente apagados). Las acciones de control correspondientes son tal como sigue: (i) módulos de electrolizador en estado de alarma funcionarán fijos a un ajuste de reducción mínimo; (ii) las acciones de estado de alarma de tiempo agotado son (a) si se recupera, entonces se elimina el estado de alarma, y (b) si no se recupera, entonces se eleva a estado de fallo; (iii) los módulos de electrolizador en estado de fallo siempre estarán apagados; (iv) la potencia objetivo se dividirá de manera uniforme entre módulos de electrolizador disponibles, compensando los módulos de electrolizador en alarma que se ejecutan a la corriente de reducción mínima; (v) determinar el punto de referencia de corriente objetivo para cada módulo de electrolizador a partir de la potencia objetivo dividida entre la tensión, si los datos precisos de tensión frente a corriente frente a temperatura están disponibles, pueden usarse para estimar la tensión en la siguiente iteración de corriente, de otro modo, se usarán tensiones de módulo de electrolizador reales; (vi) aumentar en rampa la corriente de cada módulo de electrolizador disponible hacia la corriente objetivo, la corriente no puede superar la corriente de módulo de electrolizador máxima. La tasa de rampa de corriente permisible para las temperaturas de funcionamiento de módulo de electrolizador también pueden comprobarse o determinarse.

El bloque de control 3 se esboza en la figura 6. En el bloque de control 3, se encienden o apagan módulos de electrolizador basándose en el ajuste de corriente, la presión de funcionamiento, y tablas de encendido-apagado y tiempo de ejecución para los módulos de electrolizador. Los datos en tiempo real introducidos son la corriente de funcionamiento y presión de cada módulo de electrolizador. Los datos característicos son: (i) la corriente de reducción permisible mínima para los módulos de electrolizador; (ii) la corriente de reducción permisible máxima para los módulos de electrolizador; (iii) el retardo de tiempo para decidir una transición a encendido de uno o más módulos de electrolizador; (iv) el retardo de tiempo para decidir una transición a apagado de uno o más módulos de electrolizador; (v) el intervalo de presión de funcionamiento aceptable; (vi) el estado de encendido o apagado de cada módulo de electrolizador; y, (vii) el último tiempo de transición a encendido-apagado y tiempo de ejecución acumulado para cada módulo de electrolizador. Las salidas de control son un control de las transiciones a encendido-apagado de cada módulo de electrolizador.

La lógica de control y las acciones de control para el bloque de control 3 son tal como a continuación. Si la corriente de funcionamiento real de un módulo de electrolizador se eleva por encima de una corriente mínima alta establecida, entonces: (i) esperar el retardo de transición a encendido; (ii) si el punto de referencia de corriente está todavía por encima del valor mínimo alto establecido, entonces encender uno o más módulos de electrolizador; (iii) si la presión de funcionamiento de uno o más módulos de electrolizador está por debajo del intervalo de presión de funcionamiento aceptable, entonces elegir aquellos módulos de electrolizador para que se enciendan; (iv) de otro modo, elegir cuáles módulos de electrolizador que se van a encender basándose en un tiempo de ejecución mínimo y el tiempo más largo desde la última transición a encendido-apagado. Si la corriente de funcionamiento real de un módulo de electrolizador cae por debajo de una corriente mínima baja establecida, entonces: (i) esperar el retardo de tiempo de transición a apagado; (ii) si la corriente está todavía por debajo de la corriente mínima baja establecida, entonces apagar uno o más módulos de electrolizador; (iii) elegir cuáles módulos de electrolizador que se van a apagar basándose en un tiempo de ejecución máximo y el tiempo más largo desde la última transición a encendidoapagado; (iv) mantener encendidos módulos de electrolizador con baja presión hasta que la presión alcanza el intervalo de presión de funcionamiento aceptable.

Además, una interfaz de control tendría acceso a datos de funcionamiento en tiempo real para el sistema, incluyendo: (i) la potencia de parque eólico de CA total y potencia de CC correspondientes después de pérdidas; (ii) la potencia de CC total real a los módulos de electrolizador; (iii) la diferencia entre la potencia de CC correspondiente y la potencia de CC real del parque eólico a los módulos de electrolizador, indicando el nivel de éxito del seguimiento de potencia; (iv) energía acumulada representa (i) a (iii). Una interfaz de control también tendría acceso a datos de funcionamiento en tiempo real para cada módulo de electrolizador, incluyendo: (i) estado de encendido-apagado, alarma o fallo para cada módulo de electrolizador; (ii) condiciones de alarma y fallo detalladas con respecto a la causa; (iii) tiempos de transición a encendido-apagado y tiempos de ejecución; (iv) corriente, tensión, temperatura y presión de funcionamiento.

Ejemplo 1

Se simuló un sistema de distribución de potencia según la presente invención mediante un modelo por ordenador, usando datos a partir de un parque eólico de 51 MW nominales. Se usaron datos segundo por segundo durante una semana, periodos de alta producción y baja producción. La eficiencia de trayectoria de transmisión y conversión de potencia se supuso que era plana al 97%. Los módulos de electrolizador presentaban una capacidad nominal de 3 MW máximos (7.500 A y 400 V nominales). El número de módulos de electrolizador usados era de 17. La tensión de célula se supuso que era de 2,0 V/célula a todas las corrientes de funcionamiento como aproximación. La tasa de rampa de corriente de módulo de electrolizador era del 0,5% de la corriente máxima por segundo, o de 37,5 A/s basándose en la corriente máxima de 7.500 A. La corriente mínima baja de módulo de electrolizador era de 375 A (el 5% de la corriente máxima) y la corriente mínima alta era de 562,5 A (el 7,5% de la corriente máxima). El tiempo de retardo de una decisión para encender o apagar un módulo de electrolizador era de 10 segundos. Los módulos de electrolizador se encendieron o apagaron uno cada vez. El intervalo de tiempo para la repetición del algoritmo de control básico era de un segundo. En esta modelación inicial, los efectos del retardo y errores de medición de potencia se despreciaron.

La captación de potencia durante la semana de alta producción fue en general de aproximadamente el 98% o mejor en cualquier momento dado, y la captación de energía acumulada fue del 99,96%. (Estos valores son independientes de las pérdidas del 3% asociadas con la trayectoria de transmisión y conversión de potencia.) Los módulos de electrolizador se hicieron funcionar el 97% del tiempo en promedio durante la semana de alta producción, con una frecuencia de transición a encendido-apagado promedio de 21 horas. La captación de potencia durante la semana de baja producción fue en general de aproximadamente el 99,5% o mejor en cualquier momento dado, y la captación de energía acumulada fue del 99,74%. Los módulos de electrolizador se hicieron funcionar el 40% del tiempo en promedio durante la semana de baja producción, con una frecuencia de transición a encendidoapagado de 2 horas.

Ejemplo 2

A continuación, se investigó el efecto de variar la tasa de rampa de corriente en la simulación de modelo por ordenador del ejemplo 1. Los efectos del retardo y error de medición de potencia se despreciaron. Los resultados se muestran en la tabla 1. Las tasas de rampa de corriente mayores que o iguales al 0,25% de la capacidad nominal de corriente máxima de 7500 A dieron como resultado una captación de energía global del 99,5% o mejor; las tasas de rampa mayores que o igual al 0,5% de la capacidad nominal de corriente máxima dieron como resultado una captación de energía global del 99,7% o mejor; y, las tasas de rampa del 1% dieron como resultado una captación de energía global del 99,85% o mejor.

Tabla 1 Efecto de la tasa de rampa de corriente en la captación de energía a partir de un parque eólico de 51 MW durante semanas de alta producción y baja producción

Ejemplo 3

A continuación, se investigó el efecto de variar la frecuencia de estimar la potencia de CC disponible en tiempo real a partir del parque eólico en la simulación de modelo por ordenador de los ejemplos 1 y 2 para una tasa de rampa de corriente del 0,5% de la capacidad nominal de corriente máxima de 7.500 A. Los resultados se muestran en la tabla 2. Cuanto mayor es la frecuencia de estimación, menor son las pérdidas. Se observaron mayores pérdidas para la semana de baja producción que para la semana de alta producción.

Tabla 2 Efecto de frecuencia de estimar la potencia de CC disponible en tiempo real a partir de un parque eólico de 51 MW durante semanas de alta producción y baja producción

Ejemplo 4

A continuación, el modelo de simulación por ordenador se ejecutó para cubrir un año completo. Se usaron datos segundo por segundo para un parque eólico de 51 MW a lo largo de dos periodos de 6 meses consecutivos. Se supuso que la eficiencia de trayectoria de transmisión y conversión de potencia era plana al 97%. Los módulos de electrolizador presentaron una capacidad nominal de 3 MW máximos (7.500 A y 400 V nominales). El número de módulos de electrolizador usados era de 17. Se supuso que la tensión de célula era de 2,0 V/célula a todas las corrientes de funcionamiento como aproximación. La tasa de rampa de corriente de módulo de electrolizador era del 0,5% de la corriente máxima por segundo, o de 37,5 A/s basándose en la corriente máxima de 7.500 A. La corriente mínima baja de módulo de electrolizador era de 375 A (el 5% de la corriente máxima) y la corriente mínima alta era de 562,5 A (el 7,5% de la corriente máxima). El tiempo de retardo de una decisión para encender o apagar un módulo de electrolizador era de 10 segundos. Los módulos de electrolizador se encendieron o apagaron a la vez. El intervalo de tiempo para la repetición del algoritmo de control básico era de un segundo.

El factor de capacidad nominal del parque eólico durante el año completo era del 36,8%. Los módulos de electrolizador estuvieron encendidos el 80% del tiempo. La captación de potencia durante los periodos de seis meses tanto primero como segundo fue del 99,97%, respectivamente. (Estos valores son independientes de las pérdidas del 3% asociadas con la trayectoria de transmisión y conversión de potencia.) Hubo un requisito despreciable para un suministro de potencia alterna para este caso ideal, en el que se despreciaron retardos y errores de medición de potencia.

Se añadió entonces una relación de tensión-corriente para las células de módulo de electrolizador al modelo de simulación por ordenador (en contraposición a suponer una tensión de célula constante de 2,0 V/célula a lo largo del intervalo de funcionamiento de densidades de corriente). Las captaciones de potencia durante los primeros y segundos periodos de seis meses apenas cambiaron, al 99,96% y al 99,97%, respectivamente. (Estos valores son independientes de las pérdidas del 3% asociadas con la trayectoria de transmisión y conversión de potencia.) Hubo un requisito despreciable para un suministro de potencia alterna.

Ejemplo 5

A continuación, los efectos de retardo y/o error de medición de potencia, así como los efectos de mitigación de errores de tipo por etapas, se modelaron usando datos durante medio año. Los resultados se muestran en la tabla 3. El requisito más grande para cargas alternas era del 0,94% de la energía eólica total, incluso con un error de medición de potencia grande del 5% más un retardo de medición de potencia de 1 segundo. La mitigación de errores de tipo por etapas con un umbral de /- 70 kW redujo el requisito para una carga alterna por un 31% hasta 0,65% de la energía eólica total. El requisito más grande para un suministro de potencia alterna era del 0,22% de la energía eólica total, incluso con un error de medición de potencia grande del 5% más un retardo de medición de potencia de 1 segundo. La mitigación de errores de tipo por etapas con un umbral de /- 70 kW redujo el requisito para una fuente de potencia alterna por un 18% hasta un 0,18%. de la energía eólica total.

Tabla 3 Efecto de retardo y error de medición de potencia en un requisito para carga alterna y fuente de potencia alterna para un parque eólico de 51 MW a lo largo de medio año de funcionamiento

La descripción anterior de las realizaciones preferidas y ejemplos del aparato y procedimiento de la invención se ha presentado para ilustrar los principios de la invención y no para limitar la invención a las realizaciones particulares ilustradas. Se pretende que el alcance de la invención se defina por todas las realizaciones englobadas dentro de las reivindicaciones y/o sus equivalentes.

Claims

REIVINDICACIONES

Sistema para distribuir potencia (1) eléctrica a partir de un parque eólico que genera electricidad (2) de CA de tensión de media a alta a una pluralidad de módulos de electrolizador para producir hidrógeno (5) que comprende:

a. medios (3) de determinación y monitorización de potencia para al menos uno de medir, estimar y predecir una potencia de salida de parque eólico de dicha electricidad de CA de tensión de media a alta generada por el parque (2) eólico, y estimar potencia de CC disponible en tiempo real a partir del parque eólico como dicha potencia de salida de parque eólico multiplicada con una eficiencia de trayectoria de transmisión y conversión de potencia entre el parque eólico y la pluralidad de módulos de electrolizador;

b. líneas (4) de transmisión conectadas a dicho medio de generación para transmitir dicha electricidad de CA de tensión de media a alta a partir de dicho parque
(2) eólico a la cercanía de dicha pluralidad de módulos (5) de electrolizador;

c. al menos un transformador (6) de n impulsos reductor central ubicado próximo a dicha pluralidad de módulos (5) de electrolizador para recibir dicha electricidad de CA de tensión de media a alta a partir de dichas líneas (4) de transmisión y transformarla a electricidad de CA de tensión baja;

d. al menos un rectificador (7) de n impulsos no regulado central para recibir dicha electricidad de CA de tensión baja a partir de dicho al menos un transformador (6) de n impulsos reductor central y convertirla en electricidad de CC de tensión baja no regulada;

e. al menos un bus (8) de CC de n impulsos conectado a dicho al menos un rectificador (7) de n impulsos no regulado central para recibir y distribuir dicha electricidad de CC de tensión baja no regulada;

f. al menos un convertidor (9) de CC-CC de n impulsos regulado asociado con cada uno de dicha pluralidad de módulos de electrolizador, cada uno de dichos convertidores de CC a CC de n impulsos regulados conectados a uno de dicho al menos un bus (8) de CC de n impulsos, para recibir dicha electricidad de CC de tensión baja no regulada a partir de dicho uno de dicho al menos un bus de CC de n impulsos y suministrar electricidad de CC regulada a cada uno de dicha pluralidad de módulos (5) de electrolizador según dicha potencia de CC disponible en tiempo real;

g. al menos un controlador (10) de módulo de electrolizador conectado a dicha pluralidad de módulos (5) de electrolizador para controlar dicha pluralidad de módulos de electrolizador;

h. al menos un controlador (11) de reparto conectado a dichos medios
(3) de determinación y monitorización de potencia y dicho al menos un controlador (10) de módulo de electrolizador para monitorizar dichos medios de determinación y monitorización de potencia y dicho al menos un controlador de módulo de electrolizador y para controlar dicho sistema para distribuir potencia (1) eléctrica;

i. al menos una carga (12) alterna conectada a al menos una de dichas líneas
(4) de transmisión, el lado de tensión baja de dicho al menos un transformador (6) de n impulsos reductor central, y dicho al menos un bus (8) de CC de n impulsos, para solicitar cualquiera de dicha potencia eléctrica a partir de dicho parque (2) eólico que no se solicita por dicha pluralidad de módulos (5) de electrolizador;

j. al menos una fuente (13) de potencia alterna conectada a al menos uno del lado de tensión alta y el lado de tensión baja de dicho al menos un transformador (6) de n impulsos reductor central, y dicho al menos un bus (8) de CC de n impulsos, para suministrar cualquiera de dicha potencia eléctrica solicitada por dicha pluralidad de módulos (5) de electrolizador y no suministrada por dicho parque (2) eólico;

en el que los n impulsos son uno de 6 impulsos, 12 impulsos y 24 impulsos.

Sistema según la reivindicación 1, en el que dicho al menos un rectificador (7) de n impulsos no regulado central comprende al menos un rectificador de diodo de n impulsos, en el que los n impulsos son uno de 6 impulsos, 12 impulsos y 24 impulsos.

Sistema según cualquiera de las reivindicaciones 1-2, en el que dicho al menos un convertidor (9) de CC-CC de n impulsos regulado asociado con cada uno de dicha pluralidad de módulos (5) de electrolizador comprende al menos un convertidor de tipo seccionador de n impulsos, en el que los n impulsos son uno de 6 impulsos, 12 impulsos y 24 impulsos.

Sistema según una cualquiera de las reivindicaciones 1-3, en el que dicho al menos un transformador (6) reductor central para transformar dicha electricidad de CA a una tensión menor comprende al menos un transformador reductor de una sola etapa.
5. Sistema según una cualquiera de las reivindicaciones 1-4, que comprende además un controlador (14) de equilibrado de potencia.
6. Sistema para distribuir potencia (1) eléctrica a partir de un parque eólico que genera electricidad (2) de CC de tensión media a una pluralidad de módulos de electrolizador para producir hidrógeno (5) que comprende: a. medios (3) de determinación y monitorización de potencia para al menos uno de medir, estimar y predecir una potencia de salida de parque eólico de dicha electricidad de CC de tensión media generada por el parque eólico, y estimar una potencia de CC disponible en tiempo real a partir del parque eólico como dicha potencia de salida de parque eólico multiplicada con una eficiencia de trayectoria de transmisión y conversión de potencia entre el parque eólico y la pluralidad de módulos de electrolizador;

b. líneas (4) de transmisión conectadas a dicho medio de generación para transmitir dicha electricidad de CC de tensión media a partir de dicho parque (2) eólico a la cercanía de dicha pluralidad de módulos (5) de electrolizador;

c. al menos un convertidor reductor central ubicado de manera próxima a dicha pluralidad de módulos de electrolizador para recibir dicha electricidad de CC de tensión media a partir de dichas líneas de transmisión y convertirla en electricidad de CC de tensión baja no regulada;

d. al menos un bus (7) de CC conectado a dicho al menos un convertidor (6) reductor central para recibir y distribuir dicha electricidad de CC de tensión baja no regulada:

e. al menos un convertidor (8) de CC-CC regulado asociado con cada uno de dicha pluralidad de módulos (5) de electrolizador y conectado a al menos uno de dicho al menos un bus (7) de CC, para recibir dicha electricidad de CC de tensión baja no regulada a partir de dicho al menos uno de dicho al menos un bus de CC y suministrar electricidad de CC regulada a cada uno de dicha pluralidad de módulos de electrolizador según dicha potencia de CC disponible en tiempo real;

f. al menos un controlador (9) de módulo de electrolizador conectado a dicha pluralidad de módulos (5) de electrolizador para controlar dicha pluralidad de módulos de electrolizador;

g. al menos un controlador (10) de reparto conectado a dichos medios (3) de determinación y monitorización de potencia y dicho al menos un controlador (9) de módulo de electrolizador para monitorizar dichos medios de determinación y monitorización de potencia y dicho al menos un controlador de módulo de electrolizador y para controlar dicho sistema para distribuir potencia (1) eléctrica;

h. al menos una carga (11) alterna conectada a al menos una de dichas líneas (4) de transmisión, el lado de tensión baja de dicho al menos un convertidor (6) reductor central, y dicho al menos un bus (7) de CC, para solicitar cualquiera de dicha potencia eléctrica a partir de dicho parque (2) eólico que no se solicita por dicha pluralidad de módulos (5) de electrolizador;

i. al menos una fuente (12) de potencia alterna conectada a al menos uno del lado de tensión media y el lado de tensión baja de dicho al menos un convertidor (6) reductor central y dicho al menos un bus (7) de CC, para suministrar cualquiera de dicha potencia eléctrica solicitada por dicha pluralidad de módulos (5) de electrolizador y no suministrada por dicho parque (2) eólico.
7. Sistema según la reivindicación 6, en el que dicho al menos un convertidor (8) de CC-CC regulado asociado con cada uno de dicha pluralidad de módulos (5) de electrolizador comprende al menos un convertidor de tipo seccionador.
8. Sistema según una cualquiera de las reivindicaciones 6-7, que comprende además un controlador (13) de equilibrado de potencia.
9. Sistema según una cualquiera de las reivindicaciones 1-8, en el que dicha al menos una carga (11) alterna comprende al menos uno de una red eléctrica de servicio público, una red eléctrica local, volantes de inercia, baterías, condensadores, sistemas de energía de aire comprimido y cargas secundarias.
10. Sistema según una cualquiera de las reivindicaciones 1-9, en el que dicha al menos una fuente (12) de potencia alterna comprende al menos uno de una red eléctrica de servicio público, una red de electricidad local, volantes de inercia, baterías, condensadores, sistemas de energía de aire comprimido y grupos electrógenos.
11. Método para distribuir potencia eléctrica a partir de un parque eólico que genera electricidad (2) de CA de tensión de media a alta a una pluralidad de módulos de electrolizador para producir hidrógeno (5) que comprende las etapas de:

a. al menos uno de medir, estimar y predecir una potencia de salida de parque eólico de dicha electricidad de CA de tensión de media a alta generada por el parque (2) eólico;

b. estimar una eficiencia de la trayectoria de transmisión y conversión entre el parque eólico y la pluralidad de módulos de electrolizador;

c. estimar una potencia de CC disponible en tiempo real a partir del parque eólico multiplicando dicha potencia de salida de parque eólico con dicha eficiencia de la trayectoria de transmisión y conversión de potencia;

d. transmitir dicha electricidad de CA de tensión de media a alta a la cercanía de dicha pluralidad de módulos (5) de electrolizador;

e. transformar dicha electricidad de CA de tensión de media a alta a electricidad de CA de tensión baja usando al menos un transformador (6) de n impulsos reductor central;

f. convertir dicha electricidad de CA de tensión baja en electricidad de CC de tensión baja no regulada usando al menos un rectificador (7) de n impulsos no regulado central;

g. distribuir dicha electricidad de CC de tensión baja no regulada a través de al menos un bus (8) de CC de n impulsos;

h. recibir y regular dicha electricidad de CC de tensión baja no regulada usando al menos un convertidor (9) de CC-CC de n impulsos regulado asociado con cada uno de dicha pluralidad de módulos (5) de electrolizador y conectado a al menos uno de dicho al menos un bus (8) de CC de n impulsos, y suministrar electricidad de CC regulada a cada uno de dicha pluralidad de módulos (5) de electrolizador según dicha potencia de CC disponible en tiempo real;

i. dirigir cualquiera de dicha potencia eléctrica generada por dicho parque (2) eólico que no se solicita por dicha pluralidad de módulos (5) de electrolizador a al menos una carga (12) alterna;

j. suministrar cualquier potencia eléctrica solicitada por dicha pluralidad de módulos (5) de electrolizador que no se suministra por dicho parque (2) eólico a partir de al menos una fuente (13) de potencia alterna, donde los n impulsos son uno de 6 impulsos, 12 impulsos y 24 impulsos.

Método para distribuir potencia eléctrica a partir de un parque eólico que genera electricidad (2) de CC de tensión media a una pluralidad de módulos de electrolizador para producir hidrógeno (5) que comprende las etapas de:

a. al menos uno de medir, estimar y predecir una potencia de salida de parque eólico de dicha electricidad de CC de tensión media generada por el parque (2) eólico;

b. estimar una eficiencia de trayectoria de transmisión y conversión entre el parque eólico y la pluralidad de módulos de electrolizador;

c. estimar una potencia de CC disponible en tiempo real a partir del parque eólico multiplicando dicha potencia de salida de parque eólico con dicha eficiencia de la trayectoria de transmisión y conversión de potencia;

d. transmitir dicha electricidad de CC de tensión media a la cercanía de dicha pluralidad de módulos (5) de electrolizador;

e. convertir dicha electricidad de CC de tensión media a electricidad de CC de tensión baja no regulada usando al menos un convertidor (6) reductor central;

f. distribuir dicha electricidad de CC de tensión baja no regulada a través de al menos un bus (7) de CC; g. recibir y regular dicha electricidad de CC de tensión baja no regulada usando al menos un convertidor (8) de CC-CC regulado asociado con cada uno de dicha pluralidad de módulos (5) de electrolizador y conectado a al menos uno de dicho al menos un bus (7) de CC, y suministrar electricidad de CC regulada a cada uno de dicha pluralidad de módulos de electrolizador según dicha potencia de CC disponible en tiempo real;

h. dirigir cualquier potencia eléctrica generada por dicho parque eólico que no se solicita por dicha pluralidad de módulos de electrolizador a al menos una carga (11) alterna;

i. suministrar cualquier potencia eléctrica solicitada por dicha pluralidad de módulos de electrolizador que se no se suministra por dicho parque eólico a partir de al menos una fuente (12) de potencia alterna.