ES2926126T3 - Control de potencia reactiva para una red de corriente alterna - Google Patents

Abstract

La invención se refiere a un método para controlar la potencia reactiva de una red de corriente alterna con varios generadores (G1,..., Gn), proporcionándose valores de medida de voltajes (Vm) y potencias (Qm) para al menos uno generador (G1,..., Gn) donde al menos un generador (G1,...,Gn) es regulable ajustando una potencia reactiva a un punto de consigna (Qs,i) y una tensión a un punto de consigna (Vs,i ), las consignas de potencia reactiva (Qs,i) y de tensión (Vs,i) son acopladas por el droop estático, comprendiendo el método: determinar la potencia reactiva y/o consignas de tensión para uno o más de los generadores (G1 ,...,Gn) basado en una desviación de los valores medidos (Qm) de rendimiento de los valores objetivo para el rendimiento (Qdes). La invención también se refiere a dispositivos y redes correspondientes. (Traducción automática con Google Translate, sin valor legal)

Description

DESCRIPCIÓN

Control de potencia reactiva para una red de corriente alterna

Para el control de la potencia reactiva de redes de corriente alterna se utiliza a menudo un control de estática reactiva, también conocido como control de caída de potencia reactiva [reactive power droop control]. Debido a la complejidad de las redes, los parámetros de control en determinadas circunstancias solo pueden ajustarse de manera insuficiente, de modo que el control de la potencia reactiva es subóptimo. Los documentos US 9411 389 B2 y EP 2 612 414 describen sistemas para la generación de potencia con múltiples generadores en los que se emplea un control de estática reactiva.

Un objetivo de la presente invención es proporcionar un control de redes de corriente alterna mejorado. La invención se refiere, en particular, a las microrredes [microgrids] con uno o más generadores y, opcionalmente, uno o más consumidores.

De acuerdo con la invención está previsto un procedimiento para controlar la potencia reactiva de una red de corriente alterna con varios generadores de acuerdo con la reivindicación 1. Para al menos uno de los generadores se proporcionan valores de medición para tensiones <V^m,i> y potencias reactivas <Q^m,i>, en donde el al menos un generador de los generadores puede ajustar cada generador mediante el ajuste de una potencia reactiva a un punto de ajuste <Q^s,i> y un tensión a un punto de ajuste <V^s,i>, en donde los puntos de ajuste de los generadores pueden predefinirse de manera no independiente entre sí mediante un control de potencia-estática-caída reactiva <V^m,i=V^s,i-k^Q,i (Q^m,i-Q^s.i) con i= l...n>. El procedimiento comprende determinar puntos de ajuste para la potencia reactiva y/o la tensión para el al menos un generador de los generadores sobre la base de una desviación de los valores de medición de la potencia reactiva <Q^m,i> con respecto a valores de destino para la potencia reactiva <Q^des,i>, de modo que los valores de medición de la potencia reactiva <Q^m,i> pueden controlarse con respecto a los valores de destino de la potencia reactiva <Q^des,i>.

Los valores de medición para tensiones y potencias se refieren a las tensiones y potencias reactivas de generadores individuales.

Los valores de medición pueden ser proporcionados mediante sensores y pueden representar valores de potencia reactiva y/o valores de tensión reales de los generadores. El control mediante puntos de ajuste puede ser un control de estática. Se pueden determinar puntos de ajuste para las tensiones. La desviación puede ser la diferencia entre los valores, por ejemplo, una magnitud vectorial.

La invención permite el ajuste mejorado de los generadores sin tener que conocer las magnitudes características de la estática de los generadores y, en particular, los parámetros de red. Se puede lograr un funcionamiento eficiente combinando la información y los valores de medición para los generadores individuales y el accionamiento conjunto. El desplazamiento puede limitarse teniendo en cuenta valores de restricción, tales como la tensión <V^máx, v^mín> o la potencia nominal. En particular, se puede verificar si un desplazamiento puede conducir a una región crítica para generadores individuales, y luego se puede anular un desplazamiento. Una región crítica puede definirse en un entorno alrededor de un valor de restricción, en particular para un valor de tensión. El entorno puede definir una región alrededor del valor de restricción. El ajuste a escala y/o el entorno se pueden elegir de tal manera que un desplazamiento individual pueda conducir a la región crítica, pero no más allá del valor de restricción.

Los puntos de ajuste para la potencia reactiva para uno o más generadores se pueden basar en los valores medidos para la potencia reactiva, en donde los valores medidos se pueden desplazar mediante un desplazamiento <AQ> en dirección a los valores de destino.

El desplazamiento <AQ> se puede basar, a este respecto, en la desviación multiplicada por un factor de escala. Los puntos de ajuste se pueden desplazar iterativamente, por ejemplo, con varios desplazamientos. De esta forma, se puede trabajar en una solución de destino de forma iterativa sin infringir las restricciones.

Los valores de destino para las potencias <Q^des,i> de los generadores pueden determinarse sobre la base de una desviación de una potencia de red medida <Q^PCCm> con respecto a una potencia de red de destino <Q^PCCdes>.

Los valores de destino para las potencias <Q^des> pueden determinarse, en particular, sobre la base de una desviación ajustada a escala <AQ^pcc>. Los ajustes a escala £, a pueden ser diferentes.

Además, está previsto un equipo de control para una red de corriente alterna con varios generadores. El equipo de control está configurado para llevar a cabo y/o controlar un procedimiento descrito en el presente documento.

El equipo de control puede estar configurado para accionar generadores ajustando puntos de ajuste de los generadores para la tensión y la potencia.

Además, está previsto un equipo de red con una red de corriente alterna con varios generadores y un equipo de control descrito en el presente documento.

Las propiedades, características y ventajas anteriormente descritas de esta invención, así como el modo en el que se consiguen estas, resultarán más claras y más fácilmente comprensibles en relación con la siguiente descripción de los ejemplos de realización, que se explican con más detalle en relación con los dibujos, en donde

la Fig. 1 muestra un equipo de control de acuerdo con la invención y un algoritmo; y

las Fig. 2 a 5 muestran otros aspectos del algoritmo de acuerdo con la invención.

En el presente documento se utilizan los siguientes símbolos de fórmula:

X vectores

X ⁱ i-ésima componente del vector X

nG número de generadores

V^m vector de las tensiones de generador medidas

V^s vector de los puntos de ajuste de tensión de los generadores

V^máx vector de las tensiones de generador máximas permitidas; vector de restricción

V^mín vector de las tensiones de generador mínimas permitidas; vector de restricción

V^prev vector de las tensiones de generador medidas previamente

Q^m vector de las potencias reactivas de generador medidas

Q^s vector de los puntos de ajuste de las potencias reactivas de generador

Q^des vector de las potencias reactivas de generador deseadas; valores de destino, potencias de destino

Ur vector booleano en el que la i-ésima componente indica si se puede actualizar el punto de ajuste de la potencia reactiva de generador. La restricción de actualización está activa cuando el valor=VERDADERO.

1 vector unitario (vector con todas las componentes 1)

AQ desplazamiento

AQ^v variación de la potencia reactiva de un generador cuando se infringe una restricción de tensión.

Q^{p ccd e s} potencia reactiva deseada en el punto de acoplamiento común (PCC, point of common coupling)

Q^{p c c m} potencia reactiva medida en el PCC

Sn potencias nominales de generador

a^pCC factor de escala para la variación de la potencia reactiva en el PCC en una iteración

£q factor de escala para la modificación de puntos de ajuste de potencia reactiva de las componentes AV^alert diferencia de tensión mínima de V^mín a V^máx, cuando el algoritmo de supervisión de la tensión activa medidas para evitar infringir restricciones de tensión.

k^Q,i valor característico de la estática para el generador i

S ^disponible suma de potencias nominales de componentes (generadores) que pueden actualizarse

El control de potencia-estática reactiva a menudo se formula como

V^m,i=V^s,i-k^Q,i (Q^m,i-Q^s.i) (1).

En las redes de corriente alterna, en particular en las microrredes, a menudo hay diferencias significativas entre los valores de potencia ajustados y los medidos, por ejemplo, debido a que los valores de ajuste de tensión no son adecuados. Además, los parámetros operativos exactos de tales redes no siempre son fáciles de establecer, o incluso son desconocidos, lo que dificulta el control. Esto se aplica en particular a los cálculos de flujo de potencia.

De acuerdo con la invención, se considera una red con generadores G1, G2,..., Gn ["nG"] que puede controlarse a través de un control de potencia-estática reactiva [reactive power droop control]. Pueden estar presentes otros generadores adicionales. Un control de uno de los generadores G1, G2,..., Gn ["nG"] puede tener lugar a través de puntos de ajuste para la tensión y potencia asociadas con <V^m,i=V^s,i-k^Q,i (Q^m,i-Q^s.i) con i= l...n>. Se supone que hay un equipo de control 100 al que se comunican las tensiones <V^m> y potencias reactivas <Q^m> medidas de los generadores G1, G2,..., Gn. La comunicación puede tener lugar con relativa lentitud, por ejemplo, informando de los valores de medición correspondientes a intervalos regulares o irregulares. Para ello, a cada uno de los generadores G1, G2,..., Gn se le puede asignar un sistema sensor correspondiente que pueda comunicarse con el equipo de control 100. En general, la comunicación puede ser lo suficientemente rápida como para que una medición actualizada esté disponible para cada ejecución de iteración. Se describe un enfoque según el cual los generadores adaptan iterativamente puntos de ajuste <Q^s> y <V^s> para configurar la potencia reactiva deseada de los generadores y/o de la microrred en el PCC. A este respecto, no se infringen restricciones de tensión y los valores de las ganancias de potencia no se varían. Se pueden predefinir y tener en cuenta restricciones adicionales, por ejemplo, con respecto a las potencias de generador.

La figura 1 muestra un equipo de control 100 a modo de ejemplo que se comunica con los generadores G1, G2,..., Gn y está configurado para realizar un procedimiento 200 que se especifica en el presente documento como algoritmo y que puede comprender una serie de acciones que se especifican a continuación con números de referencia precedidos por una 'A'.

En una acción A100, se establecen las potencias deseadas y restricciones de tensión, y/u otras restricciones operativas. Esto se puede hacer al inicio o en respuesta a cambios en las necesidades. En una acción A110, se obtienen valores medidos para la potencia reactiva y la tensión de los generadores, por ejemplo, de sensores asignados a los generadores. En una inicialización, en una acción A120, se establece <V^prev=V^m>, y el vector booleano para todos los generadores <i=l...n> se establece en "FALSO". Al entrar en el bucle de iteración en la acción A130, se verifica si se infringen restricciones, y <ur> se actualiza en consecuencia. Se puede utilizar para ello un algoritmo como el que se muestra en la figura 3. En una acción A140, se actualizan los puntos de ajuste para tensiones y potencias reactivas. Se puede utilizar para ello un algoritmo como el que se muestra en la figura 2. Las acciones A130 y A140 se pueden intercambiar opcionalmente, dado el caso con ligeras variaciones, por ejemplo, al entregar parámetros.

En una acción A150, se establece el valor <V^prev=V^m>. En una acción A160, se transmiten indicaciones de puntos de ajuste <V^s>,<V^m> a los respectivos generadores. Por ejemplo, los puntos de ajuste se pueden especificar directamente o a través de una especificación o parametrización que se corresponda con los puntos de ajuste. Se transmite a cada generador al menos una indicación de los puntos de ajuste que le afectan. Los generadores pueden ajustar los puntos de ajuste en respuesta a la indicación.

En una acción A170, se obtienen nuevos valores de medición <V^m>, <Q^m>. A continuación, se realiza una bifurcación de vuelta a la acción A130 a través de una acción A180, pudiendo verificarse en una acción A180 si existen nuevos valores deseados (valores de destino). Se puede utilizar para ello, por ejemplo, un algoritmo como el que se muestra en la figura 5. Las acciones A180 y A170 pueden intercambiarse, o se puede volver de la acción A180 a la acción A100, por ejemplo, en el caso de cambios significativos en las circunstancias operativas.

En la figura 2 se muestra un posible ejemplo de cómo se determinan nuevos puntos de ajuste. Para ello se entregan, para una acción A200, el vector booleano, la potencia deseada y los valores medidos para las tensiones y la potencia. En una acción A210, los puntos de ajuste se igualan a los valores medidos. En una acción A220, los puntos de ajuste para las potencias <Q^s,i> se actualizan determinando un vector de desplazamiento <Q^des-Q^m> sobre la base de la diferencia entre la respectiva potencia deseada del generador y la potencia medida, que se ajusta a escala con un factor de escala £^q apropiado. Según la acción A220, se obtiene un desplazamiento <AQ>. Para cada generador para el que se permite una variación de acuerdo con <ur>, el valor de ajuste de la potencia se varía entonces en la componente correspondiente del vector de desplazamiento. Como resultado, se proporcionan entonces, en una acción A240, los nuevos valores de ajuste <Q^s>, <V^s>. Alternativamente, se puede proporcionar solo uno de los vectores de valores de ajuste, por ejemplo, cuando los valores característicos <k^Q,i> son conocidos.

La figura 3 muestra un ejemplo de un algoritmo para supervisar las tensiones de generador y/o para verificar si los valores se encuentran en una región crítica o potencialmente crítica. En particular, el vector <ur> se puede ajustar. Este enfoque se puede ampliar sobre la base de otras restricciones, por ejemplo, en el caso varias restricciones por cada generador, estableciendo la componente asociada en "VERDADERO" cuando se infringen una o más restricciones. En una acción A300, los parámetros se entregan como se ha indicado.

En una acción A310 opcional, una variable auxiliar se define como valor de predicción, que proporciona una predicción para un posible nuevo vector de valores de ajuste. Luego, para cada generador "i", se ejecutan las acciones A320-A350. En la acción A320, cuando el valor predicho cae dentro de una región crítica, por ejemplo, una tensión demasiado alta o demasiado baja, se prohíbe una actualización del generador, por ejemplo, estableciendo la componente asociada para <ur> en "VERDADERO", "true=VERDADERO". En las acciones A330 y A340, se verifican de manera análoga, opcionalmente, los valores medidos actuales y, dado el caso, se ejecuta una variación de valor de destino. Los valores de parámetro especificados son a modo de ejemplo y se pueden adaptar en función de la aplicación.

En la acción A350, <ur> se puede establecer opcionalmente en "FALSO[false]" para todas las componentes permitidas. Dependiendo de cómo se traten las variables en el flujo de programa, esto puede no ser necesario. En una acción A360, pueden entregarse <ur> y/o <Q^des> dado el caso actualizados.

La figura 4 muestra un algoritmo para ajustar iterativamente, por ejemplo aumentar o disminuir, la potencia en el PCC. Para ello, las potencias reactivas de los generadores se aumentan o disminuyen iterativamente. Partiendo de una acción A410, a partir de un valor de destino <Q^PCCdes> y un valor medido <Q^PCCm> se determina un valor de desplazamiento <AQ^pcc> en una acción A420.

Esto se determina mediante la diferencia ajustada a escala entre el valor deseado y el medido. En una acción A430, el vector de las potencias deseadas de generador <Q^des> se actualiza sobre la base del valor de desplazamiento. Se puede utilizar para ello, por ejemplo, un algoritmo como el de la figura 5. En una acción A440, se determinan entonces nuevos puntos de ajuste para los generadores, por ejemplo mediante los algoritmos de las figuras 2 y 3. En una acción A450, se determina un nuevo valor de medición para <Q^{P c c m} > antes de volver a la acción A420 a través de una acción A460. En una acción A460, se puede verificar si hay un nuevo valor de destino para <Q^{P ccdes}>.

La nueva 5 muestra un algoritmo a modo de ejemplo en el que la potencia reactiva en el PCC se distribuye entre los generadores. En el ejemplo, se efectúa una distribución proporcional a la potencia nominal, pero también son concebibles otros enfoques. En una acción A510, el algoritmo se inicia con los parámetros indicados. En una acción A520, se determina la potencia disponible <S^disponible>. En la acción A530, se determinan variaciones en las potencias de destino para los generadores disponibles sobre la base del valor de desplazamiento para la potencia en el PCC. Como resultado, en una acción A540, se proporciona el nuevo vector de valor de destino <Q^de>.

Los algoritmos descritos en el presente documento son a modo de ejemplo y sirven como explicación. Se entiende que acciones individuales pueden fusionarse y/o ejecutarse con formulaciones matemáticamente equivalentes, o pueden introducirse modificaciones apropiadas.

Un equipo de control puede comprender uno o más equipos de procesamiento. Un equipo de procesamiento generalmente puede presentar una lógica de procesamiento y/o circuitos de procesamiento y/o memoria, que pueden funcionar para proporcionar y/o ejecutar la información. Puede estar previsto que el equipo de procesamiento represente un sistema individual o un sistema distribuido, por ejemplo uno o más ordenadores, y/o que se implemente como un sistema en la nube. La lógica de procesamiento puede comprender un circuito integrado y/o uno o más procesadores y/o controladores y/o ASIC [application specific integrated circuitry, circuito integrado de aplicación específica] o lógicas o circuitos similares. Una memoria o un equipo de almacenamiento, también denominado medio de almacenamiento, puede comprender memoria volátil o no volátil, tal como RAM (random access memory, memoria de acceso aleatorio) y/o memoria óptica y/o memoria magnética y/o flash y/o memoria NAND [not AND], etc. Generalmente, puede haber un medio de almacenamiento que almacene instrucciones adecuadas para hacer que un equipo de procesamiento lleve a cabo el procedimiento descrito en el presente documento. El medio de almacenamiento puede ser en particular un medio no volátil y/o no transitorio. Se describe un programa informático con tales instrucciones. El programa informático puede presentar módulos para ejecutar los algoritmos y/o acciones de los algoritmos.

Los algoritmos descritos pueden implementarse por separado o implementarse como partes de un algoritmo mayor.

Aunque la invención se ha ilustrado y descrito más exhaustivamente en detalle mediante el ejemplo de realización preferido, la invención no se limita a los ejemplos divulgados.

Claims (11)

REIVINDICACIONES

1. Procedimiento (200) para el control de potencia reactiva de una red de corriente alterna con varios generadores (G1,..., Gn), en donde al menos un generador de los generadores (G1,..., Gn) proporciona valores de medición individuales para tensiones <V^m,i> y potencias <Q^m,i>, en donde el al menos un generador de los generadores (G1,..., Gn) puede ajustar individualmente cada generador mediante el ajuste de una potencia reactiva a un punto de ajuste <Q^s,i> y una tensión a un punto de ajuste <V^s,i>, en donde estos puntos de ajuste pueden predefinirse de manera no independiente entre sí mediante un control de potencia-estática-caída reactiva, formulado como <V^m,i=V^s,i-k^Q,i (Q^m,¡-Q^s.i) con i= l...n>, en donde k^Qi es un valor característico de estática específico del generador, con la siguiente característica:

determinar puntos de ajuste para la potencia reactiva y/o la tensión para el al menos un generador de los generadores (G1,...,Gn) sobre la base de una desviación de los valores de medición de la potencia reactiva <Q^m,i> con respecto a valores de destino para la potencia reactiva <Q^des,i>, de modo que los valores de medición de la potencia reactiva <Q^m,i> se controlan con respecto a los valores de destino de la potencia reactiva <Q^des,i>.

2. Procedimiento (200) según la reivindicación 1, en donde se limita un desplazamiento <AQ> teniendo en cuenta valores de restricción, tales como la tensión <V^máx, v^mín> o la potencia nominal.

3. Procedimiento (200) según la reivindicación 1 o 2, en donde los puntos de ajuste para la potencia para el al menos un generador de los generadores (G1,...,Gn) se basan en los valores medidos para la potencia, en donde los valores medidos se desplazan mediante el desplazamiento <AQ> en dirección a los valores de destino.

4. Procedimiento (200) según una de las reivindicaciones anteriores, en donde el desplazamiento <AQ> se basa en la desviación multiplicada por un factor de escala.

5. Procedimiento (200) según una de las reivindicaciones anteriores, en donde los puntos de ajuste se desplazan iterativamente.

6. Procedimiento (200) según una de las reivindicaciones anteriores, en donde los valores de destino para las potencias <Q^des,i> de los generadores (G1,..., Gn) se determinan sobre la base de una desviación de una potencia de red medida <Q^{P ccm} > con respecto a una potencia de red de destino <Q^{P ccd es}>.

7. Procedimiento (200) según la reivindicación 6, en donde los valores de destino para las potencias <Q^des,i> se determinan sobre la base de una desviación ajustada a escala <AQ^pcc>.

8. Procedimiento (200) según la reivindicación 7, en donde los ajustes a escala son diferentes.

9. Equipo de control (100) para una red de corriente alterna con varios generadores (G1,..., Gn), en donde el equipo de control está configurado para llevar a cabo y/o controlar un procedimiento (200) según una de las reivindicaciones 1 a 8.

10. Equipo de control (100) según la reivindicación 9, en donde el equipo de control (100) está configurado para accionar los generadores (G1,..., Gn) ajustando puntos de ajuste de los generadores (G1,..., Gn) para tensión y potencia.

11. Equipo de red con una red corriente alterna con varios generadores (G1,..., Gn) y un equipo de control (100) según la reivindicación 9 o 10.