ES2925207T3

ES2925207T3 - Procedimiento para el funcionamiento de un parque eólico

Info

Publication number: ES2925207T3
Application number: ES19180538T
Authority: ES
Inventors: Georg Grosseholz
Original assignee: Nordex Energy SE and Co KG
Current assignee: Nordex Energy SE and Co KG
Priority date: 2019-06-17
Filing date: 2019-06-17
Publication date: 2022-10-14
Anticipated expiration: 2039-06-17
Also published as: DK3754178T3; EP3754178A1; US20200392945A1; US11078887B2; EP3754178B1

Abstract

Un método para operar un parque eólico con una gran cantidad de turbinas eólicas, que puede controlarse y/o ajustarse a la potencia de salida en respuesta a un valor objetivo recibido de una variable eléctrica relacionada con la potencia, asignando iterativamente el método una cantidad distribuible de potencia. a los aerogeneradores, teniendo en cuenta la potencia mínima de los aerogeneradores. (Traducción automática con Google Translate, sin valor legal)

Description

DESCRIPCIÓN

Procedimiento para el funcionamiento de un parque eólico

La invención se refiere a un procedimiento para el funcionamiento de un parque eólico con una pluralidad de turbinas eólicas, pudiendo mandarse y/o regularse las turbinas eólicas en reacción a un valor teórico recibido de una magnitud eléctrica que se refiere a la potencia para el suministro de una potencia. Además, la invención se refiere a un parque eólico con una pluralidad de turbinas eólicas y con al menos una unidad de control.

En principio es conocido limitar la potencia suministrada en conjunto por un parque eólico mediante la especificación de un valor teórico para este parque eólico. Esto puede ser necesario, por ejemplo, cuando por determinadas circunstancias (por ejemplo restricciones de la red, falta de demanda) no debe alimentarse la potencia disponible a la red eléctrica. Un funcionamiento reducido de este modo del parque eólico requiere prever al menos para algunas de las turbinas eólicas en el parque eólico también un funcionamiento reducido o desconectarlas por completo. Se conocen diferentes procedimientos para la regulación de la salida de un parque eólico por los documentos WO 2010/028954 A2, EP 2896 102 B1, EP 2824322 A1, EP 2757250 A1.

Por el documento EP 2 028 368 B1 se conoce un procedimiento para el funcionamiento de un parque eólico, determinando un control de orden superior cada valor teórico para las turbinas eólicas individuales en función del valor máximo posible en el momento actual que puede generar la turbina eólica. Por lo tanto, se produce una distribución de la magnitud que el parque eólico ha de suministrar en conjunto en función de lo que puede suministrar cada turbina eólica individual en el momento actual. Para determinar los valores teóricos individuales para las turbinas eólicas, se divide a este respecto el valor máximo posible del parque eólico por el número de las turbinas eólicas en el parque eólico y se pondera con el cociente del valor máximo posible en el momento actual de la respectiva turbina eólica y el valor medio de los valores máximos posibles en el momento actual de todas las turbinas eólicas. Por la dependencia de la distribución del valor máximo posible en el momento actual en el parque eólico, ya solo el cambio de un valor de una turbina eólica influye en los valores teóricos de todas las turbinas eólicas. Por la influencia de las turbinas eólicas del parque eólico que depende de sus respectivos estados de funcionamiento en el campo de vientos y las condiciones de flujo que experimentan otras turbinas eólicas del parque eólico, el cambio de las condiciones de viento en una turbina eólica puede influir en todas las demás turbinas. En función de las condiciones de viento existentes, esto puede conducir a fuertes fluctuaciones de los valores teóricos de las turbinas eólicas individuales y dado el caso a un comportamiento oscilatorio en la regulación, condicionado por interacciones entre las turbinas. Por la interacción de una turbina dispuesta en contra de la dirección del viento con el campo de vientos puede producirse un cambio de la potencia activa disponible determinada de turbinas dispuestas en la dirección del viento. Así, al cambiar la potencia suministrada por movimientos del ángulo de paso de las palas de rotor se inducen remolinos, que influyen en la potencia disponible en las turbinas dispuestas a continuación. El cambio de la potencia suministrada de una turbina provoca por regla general un cambio de la fuerza de empuje que actúa sobre la góndola de esta turbina. De este modo, se puede hacer pasar esta turbina a un movimiento de cabeceo. Por este cabeceo cambia la velocidad relativa del viento y por lo tanto la potencia activa disponible.

Partiendo del estado de la técnica explicado, la invención se basa en el objetivo de proporcionar un procedimiento para el funcionamiento de un parque eólico, que regule la salida de potencia del parque eólico de forma eficiente y fiable.

La invención consigue el objetivo mediante el procedimiento según la reivindicación 1. Configuraciones ventajosas son objeto de las reivindicaciones dependientes, la descripción y las figuras.

El procedimiento de acuerdo con la invención del tipo indicado al principio presenta las siguientes etapas:

a) determinación de una cantidad de potencia distribuible entre las turbinas eólicas en función de una potencia teórica para todo el parque eólico y de potencias mínimas de las turbinas eólicas individuales,

b) elaboración de una distribución ponderada, que asocia a las turbinas eólicas individuales respectivamente una parte de la cantidad de potencia distribuible,

c) definición de valores teóricos para las turbinas eólicas que por sus potencias momentáneamente disponibles pueden suministrar menos potencia o exactamente la que tienen asociada por la distribución ponderada, definiéndose sus valores teóricos de tal modo que estas turbinas eólicas se mandan respectivamente para el suministro de sus potencias momentáneamente disponibles, aunque al menos para el suministro de sus potencias mínimas,

d) determinación de una cantidad de potencia restante, que aún queda por distribuir,

e) elaboración de otra distribución ponderada, que asocia a las turbinas eólicas restantes, que por sus potencias momentáneamente disponibles pueden suministrar más potencia de la que tienen asociada por la distribución ponderada anterior, respectivamente una parte de la cantidad de potencia restante,

f) definición de valores teóricos para aquellas de las turbinas eólicas restantes, que por sus potencias momentáneamente disponibles pueden suministrar menos potencia o exactamente la que tienen asociada por la otra distribución ponderada, definiéndose sus valores teóricos de tal modo que estas turbinas eólicas se mandan respectivamente para el suministro de sus potencias momentáneamente disponibles,

g) repetición de las etapas d) a f) hasta que se cumpla una condición de cancelación,

h) especificación de los valores teóricos definidos para las respectivas turbinas eólicas del parque eólico.

En el procedimiento de acuerdo con la invención se regulan las potencias de salida de las turbinas eólicas individuales en función de una especificación de la potencia teórica para todo el parque eólico. Por lo tanto, en primer lugar puede estar previsto especificar una potencia teórica para el parque eólico. A este respecto, la potencia teórica puede ser especificada para el parque eólico o el regulador del parque eólico como magnitud externa, por ejemplo por el operador de la red de transmisión a la que el parque eólico alimenta la potencia activa. El regulador del parque eólico puede determinar la magnitud también sin una especificación externa del valor teórico. El regulador del parque eólico puede estar configurado, por ejemplo, para determinar un valor teórico de la potencia en función de la frecuencia de red, la tensión de red y/o un horario de potencia. La potencia teórica para el parque eólico se especifica inferior o igual que la potencia disponible o se limita a tal valor. Desde el punto de vista de la técnica de regulación, esto puede realizarse mediante limitadores correspondientes. Si el regulador del parque eólico está en intercambio bidireccional con un centro de control de red superior al regulador, se consigue por regla general una limitación porque el regulador del parque eólico transmite la potencia del parque eólico disponible en el momento actual en intervalos regulares al centro de control de red y este especifica para el parque eólico el valor teórico externo en función de la potencia disponible indicada. Una limitación también puede realizarse en cuanto al valor teórico de la potencia en función de la frecuencia de red, la tensión de red y/o un horario de potencia. Por ejemplo, es conocido hacer funcionar un parque eólico por debajo de la potencia disponible, en una banda muerta alrededor de la frecuencia de red y/o de la tensión de red con una limitación de la potencia. Cuando la magnitud de la red se sale de su banda muerta, puede reaccionarse a ello para apoyar a la red proporcionándose potencia de la reserva de potencia. Las potencias de salida de las turbinas eólicas individuales se regulan especificándose para estas turbinas eólicas valores teóricos, en particular para las unidades de control de las turbinas eólicas (reguladores de las turbinas eólicas).

Los valores teóricos son valores teóricos para una magnitud eléctrica que se refiere a la potencia, que puede ser por ejemplo la potencia propiamente dicha. Por lo tanto, los valores teóricos pueden ser valores teóricos de potencia, en particular valores teóricos para la potencia activa y/o la potencia reactiva. No obstante, las potencias no tienen que especificarse directamente como valores teóricos, sino que pueden especificarse también indirectamente, por ejemplo como valores teóricos para la corriente o la tensión. Los valores teóricos se refieren a la potencia al menos en el sentido de que sobre la base de estos valores teóricos se puede inducir que la respectiva turbina eólica suministre una potencia deseada. Si en lo sucesivo se habla de potencias como valores teóricos, para una descripción más sencilla, por ello no solo han de entenderse los valores teóricos de la potencia (valores con la unidad vatio) como tales sino también otros valores que se refieren a la potencia.

En resumen, el procedimiento de acuerdo con la invención prevé distribuir una potencia teórica especificada para todo el parque eólico en función de las potencias mínimas de las turbinas individuales entre las turbinas del parque eólico. La distribución se realiza a este respecto en particular para un funcionamiento reducido del parque eólico. La distribución se realiza de forma ponderada, pudiendo realizarse la ponderación según diferentes criterios, como se explica más adelante. Por esta distribución resultan en primer lugar valores intermedios, que no pueden alcanzarse por las potencias momentáneamente disponibles de al menos algunas de las turbinas eólicas. Esto significa que la potencia disponible de algunas turbinas posiblemente no es suficiente para alcanzar los valores intermedios. Debido a ello, tampoco puede alcanzarse la potencia teórica deseada para el parque eólica. Por lo tanto, se especifican precisamente para estas turbinas eólicas las potencias momentáneamente disponibles que se presentan respectivamente en las mismas, aunque al menos sus potencias mínimas como valores teóricos y la cantidad restante de potencia, que no puede ser producida por estas turbinas, se reparte entre las turbinas eólicas con suficiente potencia disponible, nuevamente de forma ponderada. Son por lo tanto las turbinas que pueden suministrar más potencia de la que está prevista según la distribución realizada, las que asumen la salida de potencia que no pueden producir las otras turbinas. Como límite inferior para los respectivos valores teóricos individuales de cada turbina se especifica a este respecto la potencia mínima de la respectiva turbina, como se explica más adelante y lo que representa la ventaja de la presente invención.

Esto se realiza de acuerdo con la invención de forma iterativa. Así se determinan otros valores intermedios (nuevos) para las turbinas eólicas restantes, que posiblemente no pueden alcanzarse nuevamente por las potencias momentáneamente disponibles de al menos algunas de las turbinas eólicas restantes. Para estas turbinas restantes se especifican en este caso nuevamente sus potencias momentáneamente disponibles que se presentan respectivamente en las mismas como valores teóricos. Por lo tanto, con cada iteración del procedimiento se hacen funcionar otras turbinas con su máximo, es decir, reciben valores teóricos que hacen que suministren sus potencias momentáneamente disponibles. Esto se repite hasta que se haya alcanzado una condición de cancelación, en particular hasta que ya ninguna turbina pueda hacerse funcionar hasta su máximo, es decir, que ya solo quedan turbinas eólicas que pueden suministrar respectivamente más potencia o exactamente la que está prevista por los últimos valores intermedios determinados para las mismas. En este caso, ya solo quedan aquellas turbinas eólicas que pueden cumplir con su parte de la distribución elaborada en último lugar (es decir, que pueden alcanzar sus otros valores intermedios determinados en último lugar), o que pueden proporcionar más potencia que no puede ser proporcionada por las turbinas que ya están funcionando al máximo. En este caso, las turbinas eólicas aún restantes pueden obtener como valor teórico el valor intermedio determinado respectivamente para ellas. Por lo tanto, la cantidad de potencia distribuible determinada originalmente queda distribuida por completo entre las turbinas eólicas y por lo tanto se alcanza el valor teórico de potencia para el parque eólico o en particular el funcionamiento reducido deseado.

No obstante, como condición de cancelación puede estar previsto por ejemplo también un valor umbral para la potencia, como se explica más adelante. La diferencia de potencia restante puede compensarse a continuación sobre la base de una potencia medida en el punto de conexión de red y la formación de una diferencia de regulación del valor teórico del parque requerido mediante un regulador diferencial (por ejemplo un regulador PID).

De acuerdo con la invención, los valores teóricos se definen además de tal modo que las turbinas eólicas pueden mandarse al menos para que suministren su potencia mínima. Por lo tanto, en particular los valores teóricos especificados con este procedimiento para las turbinas eólicas pueden presentar como límite inferior la potencia mínima de las respectivas turbinas eólicas. Por potencia mínima de una turbina eólica se entiende en el presente caso en particular un límite de potencia activa mínimo actual individual de cada turbina (en inglés "current minimum power limit", CMPL). El CMPL^jse refiere a este respecto al CMPL de la turbina j. El CMPL indica para el estado de funcionamiento actual de una turbina eólica la potencia activa mínima que la misma debe proporcionar. Solo son admisibles especificaciones de valores teóricos externas para la turbina eólica cuando estas se especifican superiores o iguales que el CMPL. Cuando una turbina eólica recibe valores teóricos por debajo del CMPL, o bien ha sido limitada a una mínima parte de su potencia disponible, lo que ha conducido al comportamiento oscilatorio anteriormente descrito en el parque eólico, o la turbina eólica ha sido desconectada, sin que a este respecto se hayan preferido turbinas eólicas seleccionadas. Los CMPL^json transmitidos continuamente por las turbinas eólicas individuales al regulador del parque eólico.

El término debería entenderse en el sentido de que el valor depende en principio de la configuración de la turbina eólica (=diseño), aunque al fin y al cabo depende del estado de funcionamiento actual y las cargas y efectos que se producen a este respecto. A este respecto, el engranaje de una turbina eólica puede ser por ejemplo el componente que dimensiona la potencia activa mínima, por ejemplo, cuando se usan en la misma rodamientos como soportes del engranaje. También pueden tener un efecto de dimensionado otros rodamientos usados en la turbina eólica, que pueden usarse por ejemplo para el alojamiento del árbol principal de la turbina eólica.

En el funcionamiento nominal, los cuerpos rodantes tienen un comportamiento definido en sus zonas de rodadura, actuando una fuerza radial definida sobre los cuerpos rodantes. Unos estados de funcionamiento críticos para un rodamiento de este tipo, que pueden conducir a daños en el rodamiento, se presentan por ejemplo cuando hay solo un par reducido con números de revoluciones elevados, es decir, cuando se alimenta solo una potencia reducida. El número de revoluciones elevado en caso de una carga baja conduce a estados no definidos de los cuerpos rodantes en el rodamiento, que se denominan deslizamiento del rodamiento. Esto puede conducir a un desprendimiento de la película de aceite entre los cuerpos rodantes y la pista de rodadura del rodamiento. Como consecuencia de la ausencia de la película lubricante, se produce un contacto directo entre los cuerpos rodantes y las pistas de rodadura de los rodamientos y una transmisión de material entre los cuerpos rodantes y la pista o una abrasión y a lo largo del tiempo un deterioro del rodamiento.

Para evitar deterioros y costes de este tipo por el cambio de rodamientos o engranajes defectuosos, en la regulación de la turbina eólica debe garantizarse en función del número de revoluciones que los cuerpos rodantes experimenten una fuerza radial mínima, para que pueda evitarse con seguridad un deslizamiento no definido. Por lo tanto, el par transmitido por el rodamiento debe limitarse hacia abajo. También pueden tener un efecto limitante los requisitos con respecto a evitarse un juego de los flancos de dientes en el engranaje de la turbina eólica. Por ejemplo unas fluctuaciones del par durante poco tiempo, que se producen por ejemplo por turbulencias en el viento que ataca en el rotor de la turbina eólica, pueden producir daños en los flancos de dientes de engranajes.

Para identificar estados de funcionamiento críticos y tenerlos en cuenta en la regulación de la turbina eólica, pueden seleccionarse diferentes magnitudes como limitantes para el control del funcionamiento. Puede ser recomendable limitar el par y, por lo tanto, el producto de par y número de revoluciones, la potencia, en función del número de revoluciones o de la velocidad del viento. Esto tiene en cuenta que el número de revoluciones y el par por regla general no pueden ajustarse a libre elección y que el rango de funcionamiento ajustable depende de la velocidad del viento existente. El límite de potencia activa mínimo actual también puede especificarse por ejemplo en función de la dirección actual del viento o de turbulencias que se producen. También es posible tener en cuenta simultáneamente diferentes magnitudes. Si se especifican por ejemplo diferentes desarrollos / tablas de consulta para el límite de potencia activa en función de la velocidad del viento y en función de la dirección del viento, pueden tenerse en cuenta por ejemplo diferentes márgenes de orientación del rotor con respecto a la dirección del viento al especificarse el límite de potencia activa mínimo en los que ha de contarse con una mayor presencia de turbulencias.

El límite de potencia activa mínimo actual puede predeterminarse por ejemplo en forma de una tabla de consulta. También pueden tenerse en cuenta valores medios variables de las magnitudes de este tipo, por ejemplo el valor medio de 10 minutos de la velocidad del viento. Es concebible también predeterminar márgenes de velocidades del viento en los que se determina el valor medio a lo largo de intervalos de tiempo de diferentes duraciones. También pueden predeterminarse tablas de consulta en función del modo de funcionamiento de la turbina eólica. Por ejemplo para un modo de funcionamiento en el que debe mantenerse una reserva operativa (en inglés: "Spinning Reserve") por parte de turbinas eólicas individuales del parque eólico, es decir, en el que las turbinas eólicas se hacen funcionar a un número de revoluciones más elevado en comparación con una gama de revoluciones óptima desde el punto de vista aerodinámico, para poder alimentar a corto plazo y durante poco tiempo una potencia regulada adicional, puede ser recomendable adaptar el límite de potencia activa mínimo actual de las turbinas eólicas afectadas. El tener en cuenta el límite de potencia activa mínimo actual conduce a una reducción del desgaste de los componentes de la turbina eólica.

Si bien las potencias mínimas (CMPL) dependen, por lo tanto, en principio del dimensionado de las respectivas turbinas eólicas, es decir, de su diseño, también pueden ser, no obstante, magnitudes dinámicas y pueden depender por ejemplo del estado de funcionamiento de la respectiva turbina, en particular de la velocidad de viento actual y/o del número de revoluciones. Según una configuración, las potencias mínimas (CMPL^j) de las turbinas eólicas pueden estar predeterminadas en función de la velocidad del viento y/o del número de revoluciones. En particular en caso de condiciones de viento nada homogéneas en el área de un parque eólico puede ocurrir que la potencia momentáneamente disponible de una o varias de las turbinas eólicas sea inferior a su respectiva potencia mínima (e inferior a la parte asociada según la distribución). No obstante, también estas turbinas eólicas son mandadas de acuerdo con la invención para suministrar sus potencias mínimas, por lo que reciben en particular su respectivo valor de potencia mínimo como especificación de valor teórico, aunque no puedan alcanzarlo, debido a la menor potencia disponible. Por lo tanto, está previsto que también las turbinas eólicas que por sus potencias momentáneamente disponibles no solo pueden suministrar menos potencia o exactamente la que tienen asociada por la distribución ponderada, sino que debido a la potencia momentáneamente disponible tampoco alcanzan su respectiva potencia mínima, sean mandadas para suministrar sus potencias mínimas. Aunque estas turbinas no puedan suministrar realmente su potencia mínima, sí que contribuyen a la salida de potencia total del parque eólico.

Si en caso de quedar por debajo de sus respectivas potencias mínimas, estas turbinas ya no se tuvieran en cuenta para el procedimiento, en particular ya no se concediera una autorización de producción para estas turbinas, podrían producirse efectos de control desfavorables. Como se ha explicado al principio, de este modo pueden producirse procesos de desconexión frecuentes de turbinas eólicas y valores teóricos que cambian continuamente para cada una de las turbinas eólicas en el parque eólico, lo que en caso de condiciones desfavorables del viento puede hacer pasar las turbinas eólicas a una oscilación acoplada. Esto se debe a que la concesión de la autorización de producción dependería en este caso de las condiciones de viento y por lo tanto de la potencia disponible. No obstante, las condiciones de viento no pueden pronosticarse con exactitud y por lo tanto tampoco podría pronosticarse qué turbinas en el parque eólico que en el momento actual tienen una autorización de producción sigan recibiendo en el momento siguiente aún una autorización de producción. Esto puede impedirse mediante la definición de los valores teóricos de acuerdo con la invención al menos en la respectiva potencia mínima, quedando conectadas en particular en primer lugar todas las turbinas. Una cantidad restante de potencia que queda eventualmente por ello también puede repartirse también entre las turbinas restantes, como se explica más adelante.

A continuación, se explican en detalle las etapas individuales del procedimiento de acuerdo con la invención, en parte junto con posibles configuraciones.

De acuerdo con la invención, en la etapa a) se determina en primer lugar una cantidad de potencia que ha de distribuirse entre las turbinas eólicas del parque eólico. Por lo tanto, se trata de una cantidad de potencia teórica. Esta cantidad de potencia distribuible tiene en cuenta a este respecto qué potencia teórica se ha especificado para todo el parque eólico, así como qué potencias mínimas presentan las turbinas eólicas individuales. Según una configuración, se determina la cantidad de potencia distribuible entre las turbinas eólicas (denominada en lo sucesivo también residuo) como desviación de la potencia teórica para todo el parque eólico y de las potencias mínimas de todas las turbinas eólicas, en particular como diferencia de la potencia teórica y de la suma de las potencias mínimas. Por consiguiente, se cumple en particular SP^p- I ^kCMPL^kpara la desviación, refiriéndose SP^pa la potencia teórica del parque eólico, I ^kCMpL^kla suma de todas las potencias mínimas CMPL^jde todas las k turbinas eólicas que participan en el procedimiento. A este respecto, se supone que el parque eólico está formado por n > 0 turbinas eólicas, siendo j k e {1..n}. En otras palabras, CMPL es la suma de k turbinas del parque. En particular pueden sumarse todas las turbinas, k = n. Por lo tanto, para la cantidad de potencia distribuible se tiene en cuenta en particular para cada una de las turbinas eólicas solo la cantidad de potencia que rebasa la potencia mínima de esta turbina. Las potencias mínimas de las turbinas eólicas no serán objeto de la distribución, sino que deben formar por el contrario para cada una de las turbinas eólicas que participa en el procedimiento el mínimo para el respectivo valor teórico. Por lo tanto, de acuerdo con la invención la definición de los valores teóricos que se explicará más adelante se hace de tal modo que cada una de las turbinas eólicas se manda para suministrar al menos su potencia mínima. En caso de que la suma de todas las potencias mínimas de las turbinas eólicas individuales sea superior al valor teórico predeterminado para el parque eólico, es decir, SP^p< I ^kCMPL^k, pueden quitarse algunas turbinas eólicas del funcionamiento para la producción. En este caso, estas turbinas no tienen una autorización de producción y no se tienen en cuenta para el procedimiento de acuerdo con la invención. La concesión o la retirada de autorizaciones de producción se efectúa en un procedimiento separado. Por lo tanto, preferentemente se cumple SP^p> I ^kCMPL^k, es decir, el residuo en particular no es negativo.

A continuación, en la etapa b) se distribuye por cálculo la cantidad de potencia distribuible determinada, es decir, el residuo, entre las turbinas eólicas que participan en el procedimiento. A este respecto se elabora según una configuración la distribución ponderada mediante la determinación de valores intermedios como suma de la respectiva potencia mínima y la desviación multiplicada con un factor de ponderación. Por lo tanto, en particular se cumple V2SP^j= CMPL^j+ g^j* (SP^p- I ^kCMPL^k), refiriéndose g^jal factor de ponderación, CMPL^ja la potencia mínima y V2SP^jal valor intermedio para la turbina j e {1..n}. Más adelante se explican algunos factores de ponderación adecuados. Gracias a esta distribución ponderada, se asocia una parte de la cantidad de potencia distribuible a cada una de las turbinas eólicas. No obstante, no puede suministrar necesariamente cada una de las turbinas eólicas esta parte.

En cambio, posiblemente algunas de las turbinas pueden suministrar más potencia de la que tienen asociada.

Por lo tanto, se determina a continuación cuáles de las turbinas eólicas pueden suministrar la parte asociada de la cantidad de potencia. Las turbinas eólicas que no pueden hacerlo o que alcanzan justamente esta cantidad de potencia, deben suministrar su salida máxima. Por lo tanto, estas turbinas reciben en la etapa c) un valor teórico, que conduce al suministro de la potencia momentáneamente disponible. En caso de que se concedan autorizaciones de producción a turbinas cuya potencia momentáneamente disponible está por debajo de su potencia mínima, estas turbinas reciben por el contrario como valor teórico su respectiva potencia mínima (CMPL). Por lo tanto, estas turbinas eólicas son mandadas para suministrar su potencia mínima, aunque no puedan suministrar realmente esta potencia. La cantidad de potencia restante que queda así puede tenerse en cuenta para la determinación del residuo a distribuir posteriormente. Cuando para la determinación del residuo que ha de distribuirse posteriormente no se tiene en cuenta la cantidad de potencia restante que queda, no se alcanzará la potencia teórica para el parque eólica (aunque el residuo acabe desapareciendo). Esta cantidad de potencia restante puede ser compensada en este caso por un regulador diferencial adecuado (por ejemplo un regulador PID). En otras palabras, las turbinas eólicas reciben en esta etapa como valor teórico o bien su potencia momentáneamente disponible o bien su potencia mínima, en función de cuál de los valores es superior. La potencia momentáneamente disponible de una turbina eólica se refiere en este sentido al valor de potencia máximo posible que puede proporcionar esta turbina por el estado de funcionamiento existente en este momento. La potencia momentáneamente disponible depende del estado de funcionamiento de la turbina, por ejemplo de la velocidad del viento que se presenta en la turbina. En particular, para las turbinas eólicas para las que el valor intermedio anteriormente determinado V2SP^j*es superior o igual que su potencia momentáneamente disponible PA^j*, es decir, para las que se cumple V2SP^j*> PA^j*, puede definirse como valor teórico la potencia momentáneamente disponible PA^j*que se presenta respectivamente en estas turbinas eólicas. En este caso, estas turbinas contribuyen al menos dentro de sus posibilidades a la potencia total del parque eólico. Por lo tanto, queda habitualmente una cantidad de potencia que si bien estaba prevista para estas turbinas de acuerdo con la distribución ponderada, no puede ser proporcionada por estas. No obstante, en caso de que todas las turbinas eólicas que participan en el procedimiento puedan suministrar justamente su parte asociada o incluso más, es decir, si para todas estas turbinas se cumple V2SP^j*< PA^j*, el procedimiento puede terminar ya en este momento (se alcanza la condición de cancelación contenida en la etapa g) que se explicará más adelante). En este caso, mediante los valores teóricos se hace que todas las turbinas suministren la parte asociada a ellas de la distribución ponderada.

A continuación, en la etapa de procedimiento d) se determina la cantidad de potencia restante mencionada, que no puede ser producida por las turbinas eólicas con potencias momentáneamente disponibles inferiores o iguales que su respectivo valor intermedio. Por lo tanto, la cantidad de potencia restante es una cantidad parcial de la cantidad de potencia anteriormente determinada. A este respecto, se determina según una configuración la cantidad de potencia restante, que aún queda por distribuir como otra desviación, es decir, la desviación de las potencias momentáneamente disponibles de los valores intermedios anteriormente determinados. La otra desviación es por lo tanto en particular la suma I ^k*(V2SP^k*- PA^k*) con respecto a las diferencias de los valores intermedios V2SP^j*y las potencias momentáneamente disponibles PA^j*de las en total k de las j turbinas eólicas, para la que el valor intermedio anteriormente determinado es superior o igual que la potencia momentáneamente disponible PA^j*. La cantidad de potencia restante se denomina en lo sucesivo también otro residuo. El asterisco en los índices indica en este sentido que se trata precisamente de las turbinas eólicas para las que el valor intermedio anteriormente determinado V2SP ^j*es superior o igual que la potencia momentáneamente disponible PA^j*. Esta cantidad de potencia restante (es decir el otro residuo) I ^k*(V2SP^k*- PA^k*) se distribuye a continuación de forma ponderada. Esta otra desviación puede calcularse en particular con respecto a todas las turbinas con PA^j< V2SP^jincluidas las turbinas con PA^j< CMPL^j. Según una configuración, la cantidad de potencia restante ya mencionada que aún ha de distribuirse puede determinarse como desviación ( I ^k*(CMPL^k*- PA^k*)) formada como suma con respecto a las diferencias de los valores de potencia mínima (CMPL^j*) y las respectivas potencias momentáneamente disponibles (PA^j*) de las turbinas eólicas cuyas potencias momentáneamente disponibles (PA^j*) son inferiores a la potencia mínima (PA^j*< CMPL^j*) prevista para la respectiva turbina eólica. Como se ha mencionado, esta cantidad de potencia restante puede determinarse junto con la determinación de la cantidad de potencia restante (es decir, del residuo) para las turbinas con PA^j> CMPL^j.

Como se ha mencionado, no obstante no hay que tener en cuenta la cantidad de potencia restante para la determinación del residuo que ha de distribuirse posteriormente. Esto también puede efectuarse en otro momento del procedimiento, por ejemplo antes o también después de la etapa c), en particular entre la etapa b) y c) o entre la etapa g) y h). Según una configuración, en función de la cantidad de potencia restante tiene lugar una corrección de la cantidad de potencia distribuible, en particular mediante un regulador. Así, la cantidad de potencia restante puede ser compensada en particular por un regulador diferencial adecuado (por ejemplo un regulador PID) del regulador del parque eólico. Este regulador puede estar configurado por ejemplo de tal modo que, al producirse una desviación entre la especificación del valor teórico para el parque eólico y el valor real alcanzado, medido para la potencia suministrada por el parque eólico, se especifica para el siguiente ciclo de regulación un valor teórico más elevado para el parque eólico. Las turbinas que pueden proporcionar una potencia adicional, se hacen funcionar así sucesivamente hasta su valor disponible y el parque eólico se regula en el valor teórico.

En la etapa e) se elabora otra distribución ponderada, que asocia a las turbinas eólicas restantes, que por sus potencias momentáneamente disponibles pueden suministrar más potencia de la que tienen asociada por la distribución ponderada anterior, respectivamente una parte de la cantidad de potencia restante. Esta parte de la cantidad de potencia restante se produce para las turbinas eólicas restantes adicionalmente a la cantidad de potencia ya asociada mediante la distribución anterior, es decir, en particular adicionalmente a los valores intermedios anteriormente determinados. Correspondientemente, según una configuración se elabora la otra distribución ponderada mediante la determinación de otros valores intermedios V3SP^j#como suma de los respectivos valores intermedios anteriores V2SP^j#para estas turbinas restantes y la desviación I ^k*(V2SP^k*- PA^k*) multiplicada con otro factor de ponderación f^j. Por lo tanto, para los otros valores intermedios se cumple V3SP^j#= V2SP^j#+ f^¡* I ^k*(V2SP^k*-PA^k*). El rombo en los índices indica en este caso que se trata precisamente de las turbinas eólicas restantes para las que el valor intermedio anteriormente determinado V2SP^¡#es superior o igual que la potencia momentáneamente disponible PA^¡#de estas turbinas. El otro factor de ponderación puede ser en particular el mismo que el factor de ponderación anterior, es decir, puede cumplirse f^¡= g^¡. Más adelante se explican algunos factores de ponderación adecuados. Gracias a esta otra distribución ponderada, se asocia una parte de la cantidad de potencia restante a cada una de las turbinas eólicas restantes. También en este caso puede darse el caso que no cada una de las turbinas eólicas restantes pueda suministrar su parte, aunque por otro lado otras turbinas eólicas posiblemente puedan suministrar más.

En la etapa f) posterior se definen valores teóricos para aquellas de las turbinas eólicas restantes que por sus potencias momentáneamente disponibles pueden suministrar menos potencia o exactamente la que tienen asociada por la otra distribución ponderada. A este respecto, los valores teóricos se definen siempre según la misma condición que los valores teóricos definidos en la etapa c), aunque en este caso con respecto a la otra distribución ponderada, es decir en particular con respecto al otro valor intermedio. Por lo tanto, para aquellas de las turbinas eólicas restantes que pueden suministrar menos potencia o exactamente la que tienen respectivamente asociada por la otra distribución ponderada se define como valor teórico la potencia momentáneamente disponible. Tampoco en este caso se definen valores teóricos inferiores a los valores de la potencia mínima. Según una configuración, para aquellas de las turbinas eólicas restantes, para las que los otros valores intermedios anteriormente determinados V3Sp¡# son superiores o iguales que su potencia momentáneamente disponible PA^¡#, se define como valor teórico respectivamente la potencia momentáneamente disponible PA^¡#que se presenta respectivamente en estas turbinas eólicas. Por lo tanto, sigue habiendo turbinas eólicas que presentan potencias momentáneamente disponibles que son superiores al otro valor intermedio, es decir, para los que se cumple V3SP^¡#< PA^¡#. Por lo tanto, queda nuevamente una cantidad de potencia a distribuir.

En este caso, según la etapa g) se repiten las etapas d) a f) hasta que se cumpla una condición de cancelación. La condición de cancelación puede ser que ya solo queden turbinas eólicas que pueden suministrar más potencia o exactamente la que tienen asociada por la otra distribución ponderada, es decir, hasta que ya no queden turbinas que pueden suministrar menos potencia de la que tienen asociada por la distribución ponderada anterior. En otras palabras, las etapas d) a f) pueden repetirse hasta que se cumpla para todas las turbinas restantes VnSP^¡< PA^¡, siendo VnSP^¡los valores intermedios de la última iteración. Esto significa que los valores intermedios determinados en la última iteración pueden realizarse con todas las turbinas aún restantes, puesto que estas turbinas presentan suficiente potencia disponible. A continuación, pueden definirse según la etapa g) para precisamente estas turbinas eólicas que aún quedan después de la última iteración valores teóricos con ayuda de la última de las distribuciones ponderadas. Esta puede ser la otra o la última de varias otras distribuciones o también la distribución original (en caso de que ya en la etapa c) todas las turbinas puedan suministrar exactamente la potencia que tienen asociada por la distribución, tal como se ha explicado anteriormente). Por lo tanto, se definen en particular los valores intermedios VnSP^jdeterminados después de la última iteración como valores teóricos para estas turbinas. Por lo tanto, queda distribuida entre las turbinas toda la cantidad de potencia distribuible originalmente determinada. Por lo tanto, la cantidad de potencia distribuible originalmente determinada queda repartida de acuerdo con la invención progresivamente entre todas las turbinas eólicas del parque eólico. El máximo número de repeticiones de dichas etapas corresponde al número de turbinas eólicas del parque eólico que participan en el procedimiento, es decir, que tienen una autorización de producción. Es decir, incluso en caso de tamaños habituales de los parques eólicos de pocos hasta varios cientos de turbinas eólicas, el procedimiento de distribución ponderada de valores teóricos propuesto no supone un reto especial para una realización asistida por ordenador del procedimiento. No obstante, el procedimiento también puede terminar antes. En caso de que ya después de pocas repeticiones se pueda asociar un valor teórico a todas las turbinas, el procedimiento puede terminar ya en este momento. En este momento, la cantidad de potencia distribuible ya está distribuida entre las turbinas eólicas.

Según una configuración, la condición de cancelación se cumple cuando la cantidad de potencia restante es igual o inferior que un valor umbral predeterminado. Por lo tanto, puede estar predeterminado un valor umbral de potencia, que al ser alcanzado o al quedar la cantidad de potencia restante que aún queda por distribuir por debajo del mismo se termina el procedimiento. Puede ser aceptable no distribuir por completo la cantidad de potencia. También puede cumplirse la condición de cancelación cuando el procedimiento ha pasado por un número predeterminado de iteraciones. El número predeterminado de iteraciones puede depender en particular de las condiciones del viento. En caso de que a la vista de la experiencia adquirida, por ejemplo, sea suficiente un número determinado de iteraciones para una distribución completa de las cantidades de potencia, es decir, para alcanzar la potencia teórica del parque eólico, el hecho de alcanzar este número de iteraciones puede definirse como condición de cancelación. Como ya se ha descrito anteriormente, la cantidad de potencia restante puede ser compensada por un regulador diferencial adecuado (por ejemplo un regulador PID) del regulador del parque eólico.

A continuación, en la etapa h) se especifican estos valores teóricos para las turbinas eólicas individuales, transmitiéndose por ejemplo a las unidades de control de las respectivas turbinas eólicas. Por lo tanto, las turbinas eólicas ponen en práctica la especificación y el parque eólico se hace pasar a un funcionamiento reducido.

Según una configuración, la distribución ponderada y la otra distribución ponderada presentan la misma ponderación. Según una configuración correspondiente, el primer factor de ponderación g^jy el otro factor de ponderación f^¡son idénticos. Esto simplifica el procedimiento de cálculo.

Según una configuración, la ponderación de la distribución ponderada y/o de la otra distribución ponderada depende de la potencia momentáneamente disponible de la respectiva turbina eólica, ponderándose con mayor peso las turbinas eólicas con una potencia momentáneamente disponible más elevada que las turbinas eólicas con una potencia momentáneamente disponible más baja. Así, el factor de ponderación puede ser en particular: g^¡= PA^j/ ( I ^*PA^k). En este caso se realiza por lo tanto una ponderación de la potencia momentáneamente disponible de la respectiva turbina por la potencia total disponible de todas las turbinas. De este modo se ponderan al fin y al cabo con mayor peso las turbinas eólicas con una potencia momentáneamente disponible más elevada que las turbinas eólicas con una potencia momentáneamente disponible más baja, es decir, se les asocia una parte mayor de la cantidad de potencia distribuible o de la cantidad de potencia restante. De este modo puede acelerarse el procedimiento. Además, de este modo pueden tenerse en cuenta en particular las condiciones de viento en las turbinas individuales. Un inconveniente del uso de la potencia momentáneamente disponible de la respectiva turbina para la ponderación es que pueden resultar interacciones con las otras turbinas eólicas del parque eólico, por lo que cambia la potencia momentáneamente disponible de una turbina eólica individual.

Según una configuración especialmente preferida, la ponderación de la distribución ponderada y/o de la otra distribución ponderada depende de la desviación de la potencia nominal de la respectiva turbina eólica de su potencia mínima, ponderándose con mayor peso las turbinas eólicas con una desviación más pequeña que las turbinas eólicas con una desviación más grande. Así, el factor de ponderación puede ser en particular: g^j= (PN^j- CMPL^j) / I ^k(PN^k-CMPL^k), refiriéndose PN^ja la potencia nominal de la turbina j y PN^ka las potencias nominales de las k otras turbinas que están produciendo del parque eólico. Gracias a ello se ponderan con mayor peso las turbinas eólicas con una desviación más pequeña entre la potencia nominal y la potencia mínima que las turbinas eólicas con una desviación más grande. Por lo tanto, se ponderan con menor peso las turbinas con una potencia mínima que está cerca de su potencia nominal, es decir, se les asocia una parte menor de la cantidad de potencia distribuible o de la cantidad de potencia restante. En particular, en caso de una ponderación de este tipo, esta turbina será ponderada cada vez con menor peso a medida que aumenta la potencia mínima. Esto es ventajoso, en particular, cuando las potencias mínimas de las turbinas eólicas no están predeterminadas de forma fija sino dinámica o cuando se determinan continuamente a partir de las condiciones de funcionamiento existentes. Si las turbinas eólicas con una diferencia reducida PN^j-CMPL^jse tienen menos en cuenta, puede conseguirse una mayor dinámica en la regulación del parque eólico. Además, pueden tenerse en cuenta en particular los requisitos de una desconexión de las turbinas eólicas en caso de velocidades de viento demasiado elevadas.

Según otra configuración, la ponderación de la distribución ponderada y/o de la otra distribución ponderada depende de la desviación de la potencia momentáneamente disponible de la respectiva turbina eólica de su potencia mínima, ponderándose con mayor peso las turbinas eólicas con una desviación más pequeña que las turbinas eólicas con una desviación más grande. Así, el factor de ponderación puede ser en particular: g^j= máx.(0; (PA^j- CMPL^j)) / I k máx.(0; (PA^k- CMPL^k)), refiriéndose PA^jcomo antes a la potencia momentáneamente disponible de la turbina j y PA^ka las potencias momentáneamente disponibles de las k otras turbinas que están produciendo del parque eólico. La limitación al semieje no negativo tiene en cuenta en este sentido el hecho de que se conceda posiblemente una autorización de producción a turbinas que disponen de una potencia inferior a su respectivo CMPL. Gracias a esta ponderación, se ponderan con mayor peso las turbinas eólicas con una desviación más pequeña entre la potencia momentáneamente disponible y la potencia mínima (CMPL) que las turbinas eólicas con una desviación más grande. Por lo tanto, se ponderan con menor peso las turbinas con una potencia mínima que está cerca de su potencia momentáneamente disponible, es decir, se les asocia una parte menor de la cantidad de potencia distribuible o de la cantidad de potencia restante. En particular, en caso de una ponderación de este tipo, esta turbina será ponderada cada vez con menor peso a medida que aumente la potencia mínima y/o que disminuya la potencia momentáneamente disponible. También si se tiene menos en cuenta la diferencia PA^j- CMPL^jpuede conseguirse una mayor dinámica en la regulación del parque eólico, aunque también en este caso es una cuestión de apreciación realizar la regulación en función de la potencia momentáneamente disponible.

Según una configuración, la ponderación de la distribución ponderada y/o de la otra distribución ponderada depende de la potencia nominal de la respectiva turbina eólica, ponderándose con mayor peso las turbinas eólicas con una potencia nominal más elevada que las turbinas eólicas con una potencia nominal más pequeña. Por lo tanto, a las turbinas con mayor potencia se les asocia una mayor parte de la cantidad de potencia a distribuir.

En los factores de ponderación anteriormente descritos, para la formación de las respectivas sumas, en el denominador se tienen en cuenta siempre solo las turbinas eólicas respectivamente afectadas. Es decir, con respecto a la distribución ponderada en particular solo las turbinas eólicas con una autorización de producción y con respecto a la otra distribución ponderada en particular solo las turbinas eólicas para las que los respectivos valores intermedios anteriores son inferiores a la potencia momentáneamente disponible de esta turbina.

La invención se refiere además a un parque eólico con una pluralidad de turbinas eólicas y con al menos una unidad de control, estando realizada la unidad de control para realizar el procedimiento anteriormente explicado. Por lo tanto, las explicaciones que se han dado con respecto al procedimiento también son válidas correspondientemente para el parque eólico. La al menos una unidad de control puede ser una unidad de control de orden superior de las turbinas eólicas, en particular un regulador de parque eólico. La unidad de control de orden superior puede realizar por lo tanto la determinación de los valores teóricos y transmitirlos en particular a las unidades de control de las turbinas individuales. No obstante, en principio también una o varias de las unidades de control de las turbinas eólicas individuales pueden estar configuradas para la realización del procedimiento. Las magnitudes necesarias para la determinación de los valores teóricos están disponibles como magnitudes de entrada para la realización del procedimiento en la unidad de control de orden superior. Las turbinas eólicas o las unidades de control de estas pueden estar configuradas por ejemplo para determinar en intervalos regulares los valores de potencia disponibles en el momento actual, así como valores de potencia mínima y transmitirlos a la unidad de control de orden superior. Alternativamente, algunas magnitudes pueden estar almacenadas o ser determinadas en la unidad de control de orden superior. En la unidad de control de orden superior pueden estar almacenados por ejemplo valores de potencia nominal. No obstante, también es concebible que las turbinas eólicas estén configuradas para transmitir valores de medición actuales y magnitudes de estado en tiempo real o aproximadamente en tiempo real a la unidad de control de orden superior y que el cálculo de las magnitudes necesarias para el procedimiento de acuerdo con la invención tenga lugar en la unidad de control de orden superior. El comportamiento de las turbinas eólicas individuales puede virtualizarse a este respecto en la unidad de control central. Por el estado de la técnica se conocen soluciones correspondientes para una regulación de este tipo basada en modelos o en observadores y un experto en el campo de la técnica de regulación puede combinarlas sin más con el procedimiento de acuerdo con la presente invención.

Unas configuraciones de la invención se explican en lo sucesivo con ayuda de figuras. Muestran esquemáticamente:

la figura 1 una turbina eólica en vista lateral,

la figura 2 un diagrama esquemático de la turbina eólica de la figura 1,

la figura 3 un diagrama de flujo para el procedimiento de acuerdo con la invención, y

la figura 4 un diagrama que presenta posibles desarrollos de la potencia mínima y la potencia máxima disponible de una turbina eólica indicada con respecto a la velocidad del viento.

Siempre que no se indique otra cosa, en lo sucesivo las mismas referencias se refieren a los mismos objetos.

En la figura 1 se puede ver una turbina eólica 100, que comprende una torre 110, una góndola 120, un rotor 130 dispuesto de forma giratoria en la góndola con un cubo del rotor 140 y palas de rotor 150 que salen del cubo del rotor 140. En la góndola está representado además un anemómetro 160. La turbina eólica 100 es adecuada para el procedimiento de acuerdo con la invención y en particular forma parte de un parque eólico 200, tal como se representa en la figura 2.

La figura 2 muestra esquemáticamente la estructura eléctrica de la turbina eólica 100. Además, pueden verse otras turbinas eólicas 201, 202, 203, que forman todas ellas parte del parque eólico 200. Las turbinas eólicas 100, 201, 202 y 203 están conectadas mediante una red eléctrica trifásica interna del parque eólico y una estación de transmisión 220 con una red de transmisión eléctrica trifásica 230 y pueden alimentar potencia a la misma. La estación de transmisión puede comprender un transformador que está configurado para transformar la potencia suministrada por el parque eólico de una media tensión a una alta tensión. Asimismo, la turbina eólica 100 puede estar provista de un transformador 128 y puede estar conectada mediante este con la red interna del parque eólico.

El rotor 130 de la turbina eólica 100 recibe un par del viento y lo transmite a través de una cadena de accionamiento 121, que comprende un engranaje 122, al rotor de un generador asincrónico 123 de doble alimentación, que está configurado para transformar la energía cinética recibida en energía eléctrica y alimentarla a la red de transmisión eléctrica trifásica 230. La turbina eólica está configurada como máquina asincrónica de doble alimentación; el estator del generador 123 está conectado mediante una línea trifásica directamente con la red de alimentación eléctrica trifásica 230. El rotor del generador 123 está conectado mediante una línea trifásica con un convertidor de corriente alterna 124. El convertidor de corriente alterna 124 está conectado en el lado de la red mediante una línea trifásica con la línea de estator y la red de abastecimiento eléctrica 230. Para una mejor visión general, las líneas eléctricas en la figura están representadas esquemáticamente de forma monofásica.

El convertidor de corriente alterna 124 presenta un convertidor 125 del lado del rotor y un convertidor 126 del lado de la red. Entre los convertidores está previsto un circuito intermedio de corriente continua. Un regulador de convertidor 127 del convertidor de corriente alterna 124 está configurado para ajustar mediante una regulación de las corrientes de rotor en el rotor un momento de generador en el generador 123. Para ello, el regulador del convertidor 127 puede especificar para el convertidor del lado del rotor 125 magnitudes de ajuste, por ejemplo para corrientes de rotor, potencia activa y reactiva y/o el momento de generador. Por el estado de la técnica se conocen procedimientos de regulación correspondientes. El convertidor del lado del rotor 125 ajusta las corrientes del rotor y por lo tanto el momento del generador, por ejemplo mediante la conmutación de componentes electrónicos de potencia. Para la regulación del momento de generador, el regulador del convertidor 127 comunica con un regulador de la turbina eólica 129, recibe de este en particular un valor teórico para un momento de generador o una potencia activa a suministrar.

La turbina eólica 100 presenta además un sensor de revoluciones 161. Este puede estar previsto en cualquier lugar en la cadena de accionamiento 121, por ejemplo en un árbol de salida del engranaje, que está conectado con el rotor del generador 123. Los valores de revoluciones medidos por el sensor de revoluciones 161 están disponibles como magnitudes de entrada en el regulador de la turbina eólica 129. También los valores de medición de la velocidad del viento medidos por el anemómetro 160 están disponibles como magnitudes de entrada en el regulador de la turbina eólica 129.

El regulador de la turbina eólica 129 está conectado además con un dispositivo de ajuste del ángulo de pala 151, mediante el que el regulador de la turbina eólica 129 puede ajustar un ángulo de paso de las palas de rotor 150. Por regla general, el regulador de la turbina eólica 129 sirve para regular la turbina eólica 100 durante el funcionamiento. La regulación y la relación entre el número de revoluciones, el par, la potencia, el ángulo de ajuste de la pala de rotor y la velocidad del viento se realiza en este ejemplo de realización para turbinas eólicas de número de revoluciones variable de acuerdo con procedimientos conocidos por el estado de la técnica. Por ejemplo, el regulador de la turbina eólica 129 recibe señales y comandos de regulación de un regulador de parque eólico 210, con el que comunica mediante una línea de datos. En el presente ejemplo de realización, el regulador del parque eólico 210 como unidad de control de orden superior está configurado para realizar el procedimiento de acuerdo con la invención. El regulador del parque eólico 210 está conectado con un sensor 221 que está configurado para detectar magnitudes de medición eléctricas en el punto de conexión de red del parque eólico. Las magnitudes de medición, por ejemplo con respecto a la potencia activa y reactiva suministrada por el parque eólico, están disponibles como magnitudes de entrada en el regulador del parque eólico 210. También valores de medición con respecto a corrientes o tensiones en el punto de conexión de red pueden estar disponibles como magnitudes de entrada para la regulación del parque eólico en el regulador del parque eólico 210. El regulador del parque eólico 210 está conectado mediante una línea de datos con un equipo de regulación externo 211, puesto a disposición por ejemplo por el operador de red de la red de transmisión 230. El regulador del parque eólico 210 está configurado para recibir valores teóricos del equipo de regulación externo 211 y transmitir valores reales a este. El regulador del parque eólico 210 puede estar configurado, por ejemplo, para comunicar al equipo de regulación externo 211 en intervalos regulares, por ejemplo en un ritmo de 10 segundos, la potencia activa disponible en el momento actual. El equipo de regulación externo 211 puede estar configurado para transmitir en función de la potencia activa disponible existente un valor teórico para la potencia activa que ha de ser suministrada por el parque eólico. Alternativa o complementariamente a ello, la especificación del valor teórico también puede realizarse en respuesta a una demanda de potencia cambiada en el lado de la red. De forma análoga, también puede tener lugar una regulación de la potencia reactiva. Una reserva de potencia puede ajustarse por ejemplo mediante el ajuste de un valor teórico por debajo de un valor indicado como el valor disponible. El equipo de regulación externo 211 también puede efectuar especificaciones con respecto a determinados modos de funcionamiento y puede especificar al regulador del parque eólico por ejemplo hacer funcionar el parque eólico con una reserva operativa. También pueden haberse especificado modos de funcionamiento correspondientes en el regulador del parque eólico 210 y ajustarse en función de las magnitudes de medición medidas en el parque eólico o en el punto de conexión de red.

El desarrollo del procedimiento de acuerdo con la invención está representado en la figura 3. El ejemplo de realización allí mostrado comprende al menos siete etapas 310-370. El regulador del parque eólico 210 realiza el procedimiento de acuerdo con la invención por ejemplo cuando recibe del equipo de regulación externo 211 una especificación de potencia teórica SP^ppara el parque eólico. Esta especificación puede requerir por ejemplo un funcionamiento reducido del parque eólico. Para alcanzar este funcionamiento reducido, el regulador del parque eólico define los valores teóricos de la potencia para las turbinas eólicas de la siguiente manera.

En primer lugar, el regulador del parque eólico determina en la etapa 310 una cantidad de potencia (residuo) a distribuir entre las turbinas eólicas como diferencia SP^p- I ^kCMPL^k, refiriéndose CMPL^ja la potencia mínima de la turbina j y I ^kCMPL^ka la suma de todas las potencias mínimas de todas las k turbinas eólicas que participan en el procedimiento. Se supone que el parque eólico está formado por n > 0 turbinas eólicas, siendo j k e {1..n}. En caso de que la suma de todas las potencias mínimas de las turbinas eólicas individuales sea superior al valor teórico predeterminado para el parque eólico, es decir, SP^p< I ^kCMPL^k, pueden retirarse turbinas eólicas del funcionamiento para la producción. En este caso, estas turbinas no tienen una autorización de producción y no se tienen en cuenta para el procedimiento de acuerdo con la invención. Se cumple SP^p> I ^kCMPL^k, es decir, el residuo en particular no es negativo. El residuo comprende solo la cantidad de potencia que las turbinas eólicas pueden proporcionar más allá de sus potencias mínimas. Posteriormente, el residuo se distribuye entre las turbinas.

Para ello, en la etapa 320 se elabora una distribución ponderada, que asocia a las turbinas eólicas individuales respectivamente una parte del residuo. Para ello se elaboran en primer lugar valores intermedios V2SP^j= CMPL^j+ g^j* (SP^p- I ^kCMPL^k) con g^jcomo factor de ponderación.

A continuación, en la etapa 330 tiene lugar una primera definición de valores teóricos. Así, para las turbinas eólicas para las que el valor intermedio anteriormente determinado V2SP^j*es mayor o igual que su potencia momentáneamente disponible PA^j*, es decir, para los que se cumple V2Sp ^j*> PA^j*, se determina como valor teórico la potencia momentáneamente disponible PA^j*que se presenta respectivamente en estas turbinas eólicas. Por lo tanto, se determina en particular para cada una de las turbinas eólicas si sus potencias momentáneamente disponibles que se presentan respectivamente en estas están por debajo o por encima del valor intermedio V2SP^jdeterminado para esta turbina o si coinciden exactamente con este. Aquellas turbinas que no alcanzan su valor intermedio reciben como valor teórico su respectiva potencia momentáneamente disponible. Lo mismo se cumple para las turbinas que están situadas exactamente en su valor intermedio, en este caso, el valor intermedio corresponde exactamente a la potencia momentáneamente disponible. Aquellas turbinas cuyas potencias disponibles están por encima de su valor intermedio, reciben por las etapas de procedimiento que se explicarán a continuación la cantidad de potencia restante. No obstante, si todas las turbinas alcanzan o rebasan sus valores intermedios, estos valores intermedios se definen como valores teóricos y se especifican para las turbinas eólicas. El procedimiento pasa a la etapa 370. Por lo tanto, cada turbina recibe un valor teórico inferior o igual que su potencia momentáneamente disponible y el procedimiento puede terminar ya sin iteración. No obstante, a este respecto ninguna de las turbinas eólicas recibe un valor teórico inferior a su potencia mínima. Por lo tanto, si la potencia momentáneamente disponible de una turbina está por debajo de su potencia mínima, no se especifica la potencia momentáneamente disponible sino justamente la potencia mínima como valor teórico. Como ya se ha explicado anteriormente, de este modo puede impedirse un comportamiento oscilatorio en la regulación.

A continuación se determina otro residuo en la etapa 340, es decir, la cantidad de potencia restante, que no puede ser realizada por las turbinas que ya han recibido un valor teórico en la etapa anterior. Este otro residuo es en particular la suma I ^k*(V2SP^k*- PA^k*) con respecto a las diferencias de los valores intermedios V2SP^j*y las potencias momentáneamente disponibles PA^j*de las en total k* turbinas eólicas, para las que el valor intermedio anteriormente determinado es superior o igual que la potencia momentáneamente disponible PA^j*. También puede producirse mediante el residuo una cantidad de potencia restante I ^k*(CMPL^k*- PA^k*) de las turbinas con potencia momentáneamente disponible por debajo de su potencia mínima. Alternativamente, esta cantidad de potencia restante puede ser compensada por una medición en el punto de conexión de red y la formación de una diferencia de regulación del valor teórico del parque requerido por un regulador diferencial (por ejemplo un regulador PID).

El otro residuo se distribuye a continuación en la etapa 350 con otra distribución ponderada entre las turbinas restantes, es decir, entre las turbinas para las que es válido: V2SP^j*< PA^j*. Por lo tanto, estas turbinas restantes deben producir adicionalmente a los valores intermedios anteriormente determinados también su parte del otro residuo. Por lo tanto, se determinan otros valores intermedios V3SP^j#con V3SP^j#= V2SP^j#+ f^¡* I ^k*(V2SP^k*- PA^k*) con el factor de ponderación f^j, cumpliéndose en el presente caso g^j= f^j. Los factores de ponderación son en este sentido preferentemente g^j= f^j= (PN^j- CMPL^j) / I ^k(PN^k- CMPL^k), refiriéndose PN^ja la potencia nominal de la turbina j y PN^ka las potencias nominales de las k otras turbinas que están produciendo del parque eólico. Gracias a ello se ponderan con mayor peso las turbinas eólicas con una desviación más pequeña entre la potencia nominal y la potencia mínima que las turbinas eólicas con una desviación más grande. Por lo tanto, se ponderan con menor peso las turbinas con una potencia mínima que está cerca de su potencia nominal, es decir, se les asocia una parte menor de la cantidad de potencia distribuible o de la cantidad de potencia restante. En particular, en caso de una ponderación de este tipo, esta turbina será ponderada cada vez con menor peso a medida que aumenta la potencia mínima. Esto es ventajoso, en particular, cuando las potencias mínimas de las turbinas eólicas no están predeterminadas de forma fija sino dinámica o cuando se determinan continuamente a partir de las condiciones de funcionamiento existentes. Si las turbinas eólicas con una diferencia reducida PN^j- CMPL^jse tienen menos en cuenta, puede conseguirse una mayor dinámica en la regulación del parque eólico. Además, pueden tenerse en cuenta en particular los requisitos de una desconexión de las turbinas eólicas en caso de velocidades de viento demasiado elevadas.

En la etapa 360 se define para las turbinas eólicas para las que el valor intermedio anteriormente determinado V3SP^j#es superior o igual que su potencia momentáneamente disponible PA^j#, es decir, para las que se cumple V3SP^j#> PA^j#, como valor teórico la potencia momentáneamente disponible ^{p A}¡# que se presenta respectivamente en estas turbinas eólicas. En caso de que para ninguna de las turbinas eólicas restantes el otro valor intermedio anteriormente determinado V3SP^j#sea superior o igual que su potencia momentáneamente disponible PA^j#, es decir, para todas las turbinas restantes se cumple V3SP^j#< PA^j#, se definen respectivamente los valores intermedios V3SP^j#como valores teóricos para estas turbinas restantes. Por lo tanto, la cantidad de potencia que aún queda por distribuir puede distribuirse entre las turbinas restantes, puesto que las potencias disponibles de las mismas son suficientes. A continuación se transmiten según la etapa 370 todos los valores teóricos definidos en las etapas anteriores a las unidades de control de las turbinas eólicas individuales, es decir, en el presente caso entre otras cosas al regulador de la turbina eólica 129. En caso contrario (es decir, en caso de que no se cumpla V3SP^j#< PA^j#para todas las turbinas), el procedimiento sigue con la etapa 340, como se indica en la figura 3 mediante la flecha orientada hacia atrás. A continuación, vuelve a determinarse otro residuo, se elabora otra distribución ponderada y se determinan finalmente de nuevo valores intermedios, que se especifican como valores teóricos para las turbinas ahora restantes, si ahora cada una de las turbinas eólicas presenta un valor intermedio inferior o igual que su potencia disponible. De lo contrario, el procedimiento puede volver a empezar una y otra vez en la etapa 340, hasta que esto sea el caso.

Mediante el procedimiento de acuerdo con la invención se realiza de forma sencilla y fiable una regulación de las turbinas de un parque eólico en un valor teórico predeterminado para el parque eólico. A este respecto se tienen en cuenta las potencias mínimas de las turbinas individuales, en particular los valores mínimos para formar los valores teóricos. Las turbinas para las que la potencia momentáneamente disponible está por debajo de la potencia mínima, reciben como valor teórico su potencia mínima en lugar de la potencia momentáneamente disponible. Por lo tanto, no pueden producirse conexiones y desconexiones no deseadas de turbinas eólicas, cuyas potencias momentáneamente disponibles están alguna vez por encima, alguna vez por debajo de su potencia mínima. Por tener en consideración los valores de potencia mínima, puede impedirse por lo tanto en particular la formación de la oscilación acoplada mencionada al principio.

Las potencias mínimas dependen siempre del dimensionado de las respectivas turbinas eólicas, es decir, de su diseño. No obstante, las potencias mínimas también pueden ser magnitudes dinámicas y pueden depender por ejemplo del estado de funcionamiento de la respectiva turbina, en particular de la velocidad del viento. La figura 4 muestra la dependencia de la potencia mínima actual CMPL de la velocidad del viento para dos modos de funcionamiento diferentes de una turbina eólica, que presenta una potencia nominal en un rango de megavatios. En este sentido, la potencia activa P de una turbina eólica se indica en relación con su potencia nominal PN con respecto a la velocidad del viento v. En un modo de funcionamiento estándar (línea continua con puntos circulares), la potencia mínima CMPL aumenta con una velocidad del viento de 15 m/s bruscamente por encima del valor del 0 % de la potencia nominal. Entre 20 m/s y 25 m/s, la potencia mínima se indica aumentando linealmente con la velocidad del viento. Con una velocidad del viento entre 25 m/s y 30 m/s ya no sigue aumentando la potencia mínima.

En un modo de funcionamiento en el que se mantiene una reserva operativa (línea discontinua con puntos romboidales), la potencia mínima CMPL aumenta linealmente empezando con una velocidad del viento de 5 m/s. Entre 20 m/s y 30 m/s, el modo de funcionamiento que mantiene una reserva operativa prevé el mismo desarrollo para la potencia mínima que está previsto para el modo de funcionamiento estándar. En este sentido, en este intervalos coinciden los cursos de la línea continua con puntos circulares con el de la línea discontinua con puntos romboidales. No obstante, en principio también es concebible un desarrollo completamente diferente. Un funcionamiento en el que se mantiene una reserva operativa también es posible por encima de 20 m/s. Con 30 m/s, una línea vertical representa el valor límite de desconexión para la turbina, desconectando la turbina eólica cuando alcanza este valor. Esto se denomina también "Cut-Off-Limit" o "Storm-Cut-Off". Empezando con una velocidad del viento de 20 m/s hasta el valor límite de desconexión de 30 m/s se produce una bajada lineal de un valor límite de potencia superior de la turbina, como puede verse con ayuda de la línea discontinua con puntos cuadrados. Mediante la especificación de este valor se limita la potencia disponible de la turbina eólica desde arriba, aunque la turbina eólica experimente una velocidad del viento que está por encima de la velocidad nominal del viento, es decir, aquella velocidad del viento a partir de la que la turbina podría alimentar su potencia nominal. La bajada se denomina también "Soft-Cut-Out" o "Storm-Fade-Out". La bajada también puede realizarse de forma escalonada o de forma no lineal. Para ello puede reducirse por ejemplo un número de revoluciones del rotor 130 de la turbina eólica 100 mediante un cambio del ángulo de paso.

El procedimiento de acuerdo con la invención puede tener en cuenta estas potencias mínimas variables para la regulación de la potencia suministrada de las turbinas eólicas. Así, para el procedimiento eventualmente no se tienen ni en cuenta las turbinas eólicas con una potencia momentáneamente disponible inferior a su potencia mínima, puesto que dado el caso en una fase previa no se les concede una autorización de producción. Por otro lado, el procedimiento de acuerdo con la invención no especifica valores teóricos para las turbinas que están por debajo de sus potencias mínimas.

Lista de referencias

100 Turbina eólica

110 Torre

120 Góndola

130 Rotor

140 Cubo de rotor

150 Pala de rotor

160 Anemómetro

200 Parque eólico

201, 202, 203 Turbina eólica

210 Regulador de parque eólico central

211 Equipo de regulación externo (operador de la red)

220 Estación de transmisión

221 Unidad de sensor

230 Red de transmisión eléctrica

121 Cadena de accionamiento

122 Engranaje

123 Generador

124 Convertidor

125 Convertidor del lado del rotor

126 Convertidor del lado de la red

127 Regulador del convertidor

128 Transformador

129 Regulador de turbinas eólicas

151 Equipo de ajuste del ángulo de las palas de rotor

161 Sensor de revoluciones

n Número de turbinas eólicas del parque eólico con autorización de producción

S P j Valor teórico de potencia activa de la turbina eólica j

P A j Potencia activa momentáneamente disponible de la turbina eólica j C M P L j Potencia mínima que puede proporcionar momentáneamente la turbina eólica j

P N j Potencia nominal de la turbina eólica j

S P p Valor teórico de la potencia activa que ha de ser alimentada por el parque eólico en el punto de conexión de red

Claims

REIVINDICACIONES

1. Procedimiento para el funcionamiento de un parque eólico con una pluralidad de turbinas eólicas, que pueden controlarse y/o ajustarse para suministrar una potencia en respuesta a un valor recibido de consigna de una magnitud eléctrica relacionada con la potencia, presentando el procedimiento las siguientes etapas:

a) determinación de una cantidad de potencia distribuible entre las turbinas eólicas en función de una potencia de consigna para todo el parque eólico y de potencias mínimas de las turbinas eólicas individuales, b) elaboración de una distribución ponderada, que asigna a las turbinas eólicas individuales respectivamente una parte de la cantidad de potencia distribuible,

c) definición de valores de consigna para las turbinas eólicas que por sus potencias momentáneamente disponibles pueden suministrar menos potencia o exactamente la que tienen asignada por la distribución ponderada, definiéndose sus valores de consigna de tal modo que estas turbinas eólicas se controlan respectivamente para suministrar sus potencias momentáneamente disponibles, o al menos para suministrar sus potencias mínimas,

e) elaboración de otra distribución ponderada, que asigna a cada turbina eólica individual restante, que por sus potencias momentáneamente disponibles pueden suministrar más potencia de la que tienen asignada por la distribución ponderada anterior, respectivamente una parte de la cantidad de potencia restante,

f) definición de valores de consigna para aquellas de las turbinas eólicas restantes, que por sus potencias momentáneamente disponibles pueden suministrar menos potencia o exactamente la que tienen asociada por la otra distribución ponderada, definiéndose sus valores de consigna de tal modo que estas turbinas eólicas se controlan respectivamente para suministrar sus potencias momentáneamente disponibles,

h) especificación de los valores de consigna definidos para las respectivas turbinas eólicas del parque eólico.

2. Procedimiento de acuerdo con la reivindicación 1, caracterizado por que la cantidad de potencia distribuible entre las turbinas eólicas se determina según la etapa a) como desviación (SP^p- I ^kCMPL^k) de la potencia de consigna para todo el parque eólico (SP^p) y de potencias mínimas (CMPL^j) de todas las turbinas eólicas ( I ^kCMPL^k).

3. Procedimiento de acuerdo con la reivindicación 1 o 2, caracterizado por que la distribución ponderada según la etapa b) se elabora mediante la determinación de valores intermedios (V2SP^j) como suma de la respectiva potencia mínima (CMPL^j) y la desviación (SP^p- I ^kCMPL^k) multiplicada con un factor de ponderación (g^j).

4. Procedimiento según una de las reivindicaciones anteriores, caracterizado por que según la etapa c), para las turbinas eólicas para las que el valor intermedio anteriormente determinado (V2SP^j*) es superior o igual que su potencia momentáneamente disponible (PA^j*), se define como valor de consigna la potencia momentáneamente disponible (PA^j*) que se presenta respectivamente en estas turbinas eólicas, aunque al menos su respectiva potencia mínima (CMPL^j*).

5. Procedimiento según una de las reivindicaciones anteriores, caracterizado por que según la etapa d) se determina la cantidad de potencia restante que aún queda por distribuir como otra desviación ( i ^k*(V2SP^k*- PA^k*)) formada como la suma de las diferencias de los respectivos valores intermedios (V2SP^j*) y las respectivas potencias momentáneamente disponibles (PA^j*) de las turbinas eólicas para las que el valor intermedio anteriormente determinado (V2SP^j*) es superior o igual a la potencia momentáneamente disponible (PA^j*).

6. Procedimiento según una de las reivindicaciones anteriores, caracterizado por que se determina una cantidad de potencia restante que aún ha de distribuirse como desviación ( I ^k*(CMPL^k*- PA^k*)) formada como la suma de las diferencias de los valores de potencia mínima (CMPL^j*) y las respectivas potencias momentáneamente disponibles (PA^j*) de las turbinas eólicas cuyas potencias momentáneamente disponibles (PA^j*) son inferiores a la potencia mínima (PA^j*< CMPL^j*) prevista para la respectiva turbina eólica.

7. Procedimiento de acuerdo con la reivindicación 6, caracterizado por que en función de la cantidad de potencia restante tiene lugar una corrección de la cantidad de potencia distribuible, en particular mediante un regulador.

8. Procedimiento según una de las reivindicaciones anteriores, caracterizado por que según la etapa e) se elabora la otra distribución ponderada mediante la determinación de otros valores intermedios (V3SP^j#) como suma de los respectivos valores intermedios anteriores (V2SP^j#) y la otra desviación ( I ^k*(V2SP^k*- PA^k*) multiplicada con otro factor de ponderación (f^j).

9. Procedimiento según una de las reivindicaciones anteriores, caracterizado por que según la etapa f), para aquellas de las turbinas eólicas restantes para las que el valor intermedio anteriormente determinado (V3SP^j#) es superior o igual que su potencia momentáneamente disponible (PA^j#), se define como valor de consigna la potencia momentáneamente disponible (PA^j#) que se presenta respectivamente en estas turbinas eólicas.

10. Procedimiento según una de las reivindicaciones anteriores, caracterizado por que se cumple la condición de cancelación cuando la cantidad de potencia restante es igual o inferior que un valor umbral predeterminado, y/o cuando el procedimiento ha pasado por un número predeterminado de iteraciones, dependiendo el número predeterminado de iteraciones en particular de las condiciones del viento.

11. Procedimiento según una de las reivindicaciones anteriores, caracterizado por que la distribución ponderada y la otra distribución ponderada presentan la misma ponderación y/o por que el primer factor de ponderación (g^j) y el otro factor de ponderación (f^j) son idénticos.

12. Procedimiento según una de las reivindicaciones anteriores, caracterizado por que la ponderación de la distribución ponderada y/o de la otra distribución ponderada se realiza en función de la potencia momentáneamente disponible de la respectiva turbina eólica, ponderándose con mayor peso las turbinas eólicas con una potencia momentáneamente disponible más elevada que las turbinas eólicas con una potencia momentáneamente disponible más baja.

13. Procedimiento según una de las reivindicaciones anteriores, caracterizado por que la ponderación de la distribución ponderada y/o de la otra distribución ponderada se realiza en función de la desviación de la potencia nominal de la respectiva turbina eólica de su potencia mínima, ponderándose con mayor peso las turbinas eólicas con una desviación más pequeña que las turbinas eólicas con una desviación más grande.

14. Procedimiento según una de las reivindicaciones anteriores, caracterizado por que la ponderación de la distribución ponderada y/o de la otra distribución ponderada se realiza en función de la potencia nominal de la respectiva turbina eólica, ponderándose con mayor peso las turbinas eólicas con una potencia nominal más elevada que las turbinas eólicas con una potencia nominal más pequeña.

15. Parque eólico con una pluralidad de turbinas eólicas y al menos una unidad de control, estando configurada la unidad de control para realizar el procedimiento según una de las reivindicaciones 1 a 14 y siendo la unidad de control una unidad de control de orden superior de las turbinas eólicas.