ES2929445T3 - Método de puesta en marcha de un parque eólico - Google Patents

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Abstract

Se describe un método para poner en marcha un parque eólico (100) que comprende varios aerogeneradores conectables en un sistema colector (106) conectable a una red eléctrica, comprendiendo el método: poner en marcha al menos un primer aerogenerador (101a, 101b, 101c), estando cada uno equipado con un suministro de energía independiente de la red pública (103a, 103b, 103c) y una función de formación de red (161), para producir energía eléctrica a partir de energía eólica, utilizando así el respectivo suministro de energía independiente de la red (103a, 103b, 103c) para comenzando; realizar la función de formación de rejilla por parte de la primera turbina eólica (101a, 101b, 101c) para lograr un voltaje de referencia (Vreferencia, Vreferencia, limitado) en el sistema colector; poner en marcha al menos una segunda turbina eólica (113a, 113b) y/o al menos una tercera turbina eólica (115a, 115b, 115c, 115d) para producir energía mediante la conversión de energía eólica, utilizando así la energía proporcionada en el sistema colector (106) para empezar (Traducción automática con Google Translate, sin valor legal)

Description

DESCRIPCIÓN
Método de puesta en marcha de un parque eólico
Campo de invención
La presente invención se refiere a un método para poner en marcha un parque eólico que comprende varias turbinas eólicas que pueden conectarse en un sistema colector que puede conectarse a una red de distribución eléctrica y se refiere además a un parque eólico que está configurado para realizar el método de puesta en marcha.
Antecedentes de la técnica
Debido a fallas en el sistema de servicios públicos o debido a fallas en la conexión de exportación de un parque eólico o debido a condiciones de poco viento, un parque eólico puede pararse (sin producir energía eléctrica) y puede desconectarse de la red de distribución eléctrica. En particular, puede presentarse un apagón total o parcial de la red de distribución eléctrica. Puede existir la necesidad de que el parque eólico esté configurado para volver a activar todo el parque eólico después de un apagón total o parcial del sistema de alimentación de conexión. Un arranque autógeno del parque eólico puede considerarse como un arranque del parque eólico sin conectarse a una red de distribución eléctrica que suministre potencia para poner en marcha las turbinas eólicas.
De manera convencional, puede lograrse un arranque autógeno del sistema de alimentación mediante la adquisición de este servicio a partir de varias centrales eléctricas ubicadas estratégicamente que tienen los equipos necesarios para permitirles arrancar sin el soporte del propio sistema de servicios públicos. A medida que la estructura principal del sistema de transmisión se activa gradualmente, más centrales eléctricas (por ejemplo, turbinas de vapor, turbinas de gas o turbinas eólicas) sin capacidad de arranque autógeno pueden comenzar a ayudar a soportar el sistema, lo que permite una reconexión gradual de las cargas. De manera convencional, la tarea de activar un parque eólico la maneja predominantemente la red de distribución eléctrica a través de su combinación de generadores conectados, es decir, el parque eólico se activa cerrando el disyuntor en el punto de interconexión entre el parque eólico y el sistema de alimentación de conexión. Pueden haberse realizado ensayos en los que una estación de HVDC basada en convertidor de fuente de tensión realiza un arranque autógeno.
El documento EP 1993184 A1 da a conocer un método de puesta en marcha de al menos una parte de una central eléctrica eólica combinable con una red de distribución externa sustancialmente sin ninguna energía suministrada desde la red de distribución externa para la puesta en marcha, en el que la central eléctrica comprende varias turbinas eólicas y al menos una fuente de energía local combinable con al menos una turbina eólica. La turbina eólica de puesta en marcha está conectada a la fuente de energía local y usa la energía suministrada desde la fuente de energía local.
El documento WO 2012/139667 A1 da a conocer un arranque autógeno de dispositivos de turbina eólica en el que se usa un generador diésel para inicializar un arranque autógeno. El generador diésel proporciona una tensión predeterminada a una salida de energía del dispositivo de turbina eólica para imitar la red eléctrica en su estado de funcionamiento.
De manera convencional, la energía auxiliar necesaria para un parque eólico aislado (es decir, un parque eólico que está desconectado de la red de distribución eléctrica) requerida para la puesta en marcha puede proceder de manera convencional de generadores diésel o una combinación de generadores diésel y energía producida por turbinas eólicas que ya funcionan en el parque eólico. Los problemas con los generadores diésel (en particular en un gran parque eólico marino) pueden ser que son caros de hacer funcionar, que son caros de instalar, que pueden requerir embarcaciones autoelevables adicionales y que necesitan mantenimiento y reabastecimiento de combustible regulares.
Por tanto, puede existir la necesidad de un método para poner en marca un parque eólico y puede existir la necesidad de un parque eólico que esté habilitado para arrancar desde una situación en la que el parque eólico está desconectado de la red de distribución eléctrica, de manera rápida y fiable.
Sumario de la invención
Esta necesidad puede satisfacerse por el contenido según las reivindicaciones independientes. Realizaciones ventajosas de la presente invención se describen en las reivindicaciones dependientes.
Según una realización de la presente invención, se proporciona un método según la reivindicación 1 para poner en marcha un parque eólico que comprende varias turbinas eólicas que pueden conectarse en un sistema colector que puede conectarse a una red de distribución eléctrica, comprendiendo el método: poner en marcha al menos una primera turbina eólica, estando equipada cada una con un suministro de energía independiente de la red de distribución eléctrica y una función de formación de red de distribución, para producir energía eléctrica a partir de energía eólica, utilizando de ese modo el suministro de energía independiente de red de distribución respectivo para la puesta en marcha; realizar la función de formación de red de distribución por parte de la primera turbina eólica para lograr una tensión de referencia en el sistema colector; y opcionalmente poner en marcha al menos una segunda turbina eólica y/o al menos una tercera turbina(s) eólica(s) para producir energía mediante la conversión de energía eólica, utilizando de ese modo la energía proporcionada en el sistema colector para la puesta en marcha. El sistema colector puede funcionar dentro del intervalo normal de tensión y frecuencia controlado por la(s) primera(s) turbina(s) eólica(s), opcionalmente una o más segunda(s) turbina(s) pueden ponerse en marcha y pueden realizar la misma función de formación de red de distribución que la primera turbina y producir energía mediante la conversión de energía eólica.
Si hay N turbinas en total en el parque eólico, puede haber X primeras turbinas, Y segundas turbinas y Z terceras turbinas, donde N=X+Y+Z, entonces se tendría que X<=N, Y>=0, Z>=0.
El método puede realizarse por la pluralidad de turbinas eólicas individuales del parque eólico, pudiendo contribuir cada turbina eólica con una parte al método de puesta en marcha. El método puede no requerir un control concertado por parte de un controlador de parque eólico. Por ejemplo, cada una de la al menos una primera turbina eólica puede actuar independientemente de cualquier otra de la al menos una primera turbina eólica y/o también independente de cualquier segunda turbina eólica y/o cualquier tercera turbina eólica. El método puede implementarse parcialmente en hardware y/o software, por ejemplo, en controladores de turbina eólica respectivos. Cada turbina eólica puede comprender un árbol de rotor en el que están conectadas varias palas de rotor. El árbol de rotor puede acoplarse mecánicamente a un generador eléctrico, por ejemplo un generador síncrono de imanes permanentes que, con la rotación del árbol de rotor, genera en particular potencia de CA de frecuencia variable. Puede estar presente una caja de cambios opcional entre el árbol de rotor y el generador. Los terminales de salida del generador pueden conectarse a un convertidor de CA-CC-CA que puede estar configurado para convertir la potencia de frecuencia variable en un flujo de potencia de frecuencia fija. Cada turbina eólica puede comprender además un transformador de turbina eólica que puede transformar la tensión de salida del generador en una tensión media. Los terminales de salida del transformador de turbina eólica respectivo pueden conectarse en (o con) el sistema colector o al menos pueden conectarse a través de disyuntores de turbina eólica respectivos (por ejemplo, conmutadores de potencia).
Cuando se realiza el método, todo el sistema colector puede desconectarse de la red de distribución eléctrica y pueden abrirse todos los disyuntores de todas las turbinas eólicas al sistema colector, de manera que cada turbina eólica se desconecta del sistema colector. Un primer grupo de turbinas eólicas puede comprender varias primeras turbinas eólicas, cada una de las cuales comprende o está equipada con un suministro de energía respectivo independiente de la red de distribución eléctrica, tal como almacenamiento de energía o generador diésel o similar. El uso de los componentes de suministro de energía independientes de la red de distribución eléctrica de la al menos una primera turbina eólica que se requieren para que la turbina eólica produzca energía eléctrica (tal como un sistema de guiñada, un sistema de regulación de paso, un sistema de calentamiento, un sistema de enfriamiento o similar) puede recibir potencia eléctrica procedente del suministro de energía independiente de la red de distribución eléctrica. Por tanto, cuando hay suficiente viento, la al menos una primera turbina eólica puede orientarse hacia el viento, los ángulos de paso de las palas de rotor pueden ajustarse de manera apropiada y el convertidor de turbina eólica respectivo puede controlarse para permitir que el árbol de rotación se ponga en marcha (se ponga en movimiento), es decir para aumentar su velocidad de rotación. Durante el aumento de la velocidad de rotación del generador o el árbol de rotación, pueden suministrarse parámetros de funcionamiento, tales como los ángulos de paso o las señales de control del convertidor, de manera continua a los componentes respectivos de la turbina eólica, por ejemplo para lograr una velocidad de rotación nominal del árbol de rotación. Para este ajuste inicial de los parámetros de funcionamiento puede utilizarse la potencia del suministro de energía independiente de red de distribución respectivo sin utilizar la energía producida en los terminales de salida del convertidor.
La función de formación de red de distribución sólo puede realizarse después de que la primera turbina eólica se haya conectado al sistema colector. La función de formación de red de distribución puede funcionar para llevar el sistema colector a las propiedades eléctricas deseadas, con respecto a la tensión y/o la frecuencia y/o la corriente, por ejemplo. Una vez que el sistema colector ha alcanzado una tensión suficientemente alta, pueden ponerse en marcha las segunda(s) y/o tercera(s) turbina(s) eólica(s) utilizando la energía o potencia proporcionada en el sistema colector para la puesta en marcha. Por tanto, antes de poner en marcha la segunda y/o tercera turbina eólica, la segunda y/o tercera turbina eólica puede haberse conectado al sistema colector.
De ese modo, el método proporciona una capacidad de arranque autógeno que incluye un algoritmo de formación de red de distribución. De ese modo, se considera que “arranque autógeno” comprende la capacidad de un generador de potencia para poner en marcha, aunque sus terminales principales estén desactivados (por ejemplo, los terminales de salida del convertidor de la al menos una primera turbina eólica están desactivados al principio). La restauración del sistema puede describir el procedimiento de restablecer una red de potencia después de un apagón total o parcial. El método puede aplicarse por ejemplo en dos situaciones o dos aplicaciones:
1) El sistema de alimentación al que está conectado el parque eólico ha experimentado por sí mismo un apagón y puede requerir volver a activarse. Siempre que haya suficiente viento, el parque eólico puede hacer un arranque autógeno interno y o bien
a. cerrar el disyuntor del parque y comenzar a activar el sistema de transmisión cercano y/o
b. sincronizar con la frecuencia en el sistema de transmisión a través del disyuntor del parque abierto, cerrar el disyuntor del parque para conectar el parque eólico al sistema de transmisión y comenzar a soportar el procedimiento de restauración del sistema de alimentación. El sistema de transmisión puede activarse mediante otro generador y la capacidad del parque eólico para realizar un arranque autógeno interno puede significar que el procedimiento de restauración puede ser más rápido porque el parque eólico ya está funcionando y ejecutándose cuando el sistema de transmisión se ha activado.
2) El parque eólico está aislado del sistema de alimentación principal (sistema de distribución eléctrica) pero puede necesitar alimentación para sus elementos auxiliares. La activación de la red local del parque eólico (también denominada colector del sistema) usando las turbinas eólicas y dejando que las turbinas eólicas produzcan la alimentación que necesita la isla local elimina (o al menos reduce dependiendo de cuánto tiempo pueden sobrevivir los equipos del parque eólico sin alimentación) la necesidad de incorporar generadores diésel.
Las realizaciones de la presente invención pueden comprender las siguientes características
1) Puede requerirse una cantidad de almacenamiento de energía en X turbinas eólicas (por ejemplo un primer grupo de turbinas eólicas que comprende al menos una primera turbina eólica, X < el número de turbinas eólicas en el parque eólico) suficiente para el arranque autógeno de estas turbinas eólicas individuales.
2) Un algoritmo de control (también denominado algoritmo de formación de red de distribución) en X turbinas eólicas capaz de aumentar en rampa la tensión del convertidor dentro de la capacidad (por ejemplo la potencia disponible del viento y la ventana de corriente en el convertidor) de la turbina eólica respectiva.
3) Un algoritmo de control en X e Y turbinas eólicas (Y > 0) que pueda participar en el equilibrado de carga en la isla y que pueda permitir una puesta en marcha no coordinada de la turbina eólica (por ejemplo un segundo grupo de turbinas eólicas que comprenda al menos una segunda turbina eólica). De ese modo, puede que no se requiera una turbina eólica de referencia o maestra, porque las segundas turbinas eólicas pueden ponerse en marcha independientemente y realizar el algoritmo de control.
4) Un algoritmo de control en Z turbinas eólicas (Z > 0) que no están participando en el equilibrado de carga en la isla. Las Z turbinas pueden ejecutar por ejemplo el control de corriente en el controlador de convertidor de lado de red y emitirán una potencia activa dada directamente por su referencia de potencia. Las Z turbinas pueden ponerse en marcha independientemente y comenzar a producir potencia activa siempre que haya un número suficiente de turbinas de formación de red de distribución en línea para soportar su funcionamiento, por ejemplo Razón máx. >= Zen línea / (Xen línea Yen línea).
5) También puede estar presente o requerirse un controlador de nivel de parque para la coordinación de alto nivel (por ejemplo, la liberación de X turbinas eólicas para hacer un arranque autógeno cuando estén listas) y un control de frecuencia y tensión de nivel de parque eólico. El método puede funcionar sin la coordinación del control de nivel de parque pero puede requerir más intervención. Por tanto, según una realización de la presente invención, se proporciona un control de nivel de parque que puede permitir un procedimiento de más autogestión. El controlador de parque puede controlar igualmente la puesta en funcionamiento de las Z turbinas basándose en información sobre las turbinas eólicas que ya están en línea.
Según una realización de la presente invención, el método comprende además poner en marcha al menos una segunda turbina eólica que está equipada con una función de formación de red de distribución para producir energía eléctrica a partir de energía eólica, utilizando de ese modo (por ejemplo exclusivamente) la energía proporcionada en el sistema colector para poner en marcha la turbina eólica (por ejemplo, sin usar ningún suministro de energía independiente de la red de distribución); realizar la función de formación de red de distribución por la segunda turbina eólica para lograr la tensión de referencia (por ejemplo Vref) en el sistema colector.
La al menos una segunda turbina eólica puede ser una de varias segundas turbinas eólicas comprendidas en un segundo grupo de turbinas eólicas, estando equipada cada una con la función de formación de red de distribución pero sin tener (o sin usar) ningún suministro de energía independiente de la red de distribución, o al menos sin usar el suministro de energía independiente de la red de distribución para la puesta en marcha. La función de formación de red de distribución proporcionada para el segundo grupo de turbinas eólicas o para cada segunda turbina eólica en el segundo grupo de turbinas eólicas puede ser esencialmente similar o igual a la función de formación de red de distribución proporcionada para cada una de las primeras turbinas eólicas. Proporcionar también la al menos una segunda turbina eólica con la función de formación de red de distribución puede facilitar el logro de las propiedades eléctricas deseadas del sistema colector.
Según una realización de la presente invención, el método comprende además conectar la primera turbina eólica al sistema colector después de haberla puesto en marcha; y/o conectar la segunda turbina eólica al sistema colector antes de ponerla en marcha; y/o conectar la tercera turbina eólica al sistema colector antes de ponerla en marcha; y/o sincronizar automáticamente la salida eléctrica de la segunda turbina eólica y/o la tercera turbina eólica con la de la primera turbina eólica, en el que cada una de la tercera turbina eólica realiza en particular un control de corriente en un terminal de salida de convertidor de la tercera turbina eólica.
La primera turbina eólica puede no requerir ninguna potencia procedente del sistema colector para la puesta en marcha. Por tanto, puede no requerirse o se evita que la primera turbina eólica se conecte al sistema colector antes de haberse puesto en marcha. La segunda turbina eólica del segundo grupo de turbinas eólicas, así como la tercera turbina eólica del tercer grupo de turbinas eólicas, requieren (o usan) ambas energía procedente del sistema colector para la puesta en marcha. La sincronización (por ejemplo con respecto a la frecuencia y/o la fase) de la salida eléctrica (por ejemplo, la salida de CA) de las turbinas eólicas que se conectan sucesivamente, es decir la segunda turbina eólica y la tercera turbina eólica, pueden lograr las propiedades eléctricas deseadas en el sistema colector. La tercera turbina eólica o cualquiera del tercer grupo de turbinas eólicas puede no realizar una función de formación de red de distribución, pero puede realizar un control de corriente (convencional) en el terminal de salida de convertidor respectivo para controlar la corriente en el terminal de salida para satisfacer requisitos eléctricos particulares, tales como referencias de corriente calculadas por ejemplo a partir de las referencias de tensión y potencia.
Según una realización de la presente invención, la segunda turbina eólica y/o la tercera turbina eólica se ponen en marcha si la tensión del sistema colector está entre límites de tensión predefinidos. Si la tensión y/o la frecuencia del sistema colector está entre los límites predefinidos, puede indicar que ya se ha producido suficiente energía o potencia por el funcionamiento de la(s) primera(s) turbina(s) de manera que puede iniciarse la puesta en marcha de las segundas y/o terceras turbinas eólicas usando energía procedente del sistema colector.
Según la presente invención, realizar la función de formación de red de distribución por parte de la primera turbina eólica comprende: aumentar en rampa una tensión de salida de convertidor de un convertidor de la primera turbina eólica de manera controlada hasta que se alcanza un límite de corriente y/o límite de potencia del convertidor. Al principio, la tensión de salida de convertidor puede reflejar eficazmente el nivel de tensión en el sistema colector y puede ser esencialmente cero, pero puede aumentarse de manera gradual o continua cuando se realiza el método. Cuando la al menos una primera turbina eólica se conecta al sistema colector, también puede elevarse la tensión del sistema colector y en particular puede aumentarse en rampa.
Según la presente invención, aumentar en rampa la tensión de salida de convertidor del convertidor de la primera turbina eólica comprende monitorizar una frecuencia real de la tensión del sistema colector; derivar una tensión de referencia limitada (por ejemplo Vref,limitada) basándose en una diferencia de frecuencia entre la frecuencia real y una frecuencia nominal de la tensión del sistema colector; y controlar el convertidor de la primera turbina eólica basándose en la tensión de referencia limitada.
La monitorización de la frecuencia real de la tensión del sistema colector puede permitir determinar si el suministro de potencia al sistema colector es mayor o menor que la demanda de potencia dentro del sistema colector. Cuando se detecta una condición de que la frecuencia real está cayendo, puede disminuirse la tensión de referencia limitada para reducir la carga del sistema activo. De ese modo, puede lograrse un equilibrado de carga efectivo que puede garantizar que el suministro de potencia al sistema colector coincide esencialmente con la demanda de potencia dentro del sistema colector. Según una realización de la presente invención, derivar la tensión de referencia limitada comprende: derivar el máximo, el mínimo y la desviación de la tensión de referencia basándose en una tensión medida del sistema colector y en la diferencia de frecuencia; derivar la tensión de referencia limitada basándose en el máximo, el mínimo y la desviación de la tensión de referencia y la tensión de referencia (por ejemplo, Vref).
Según una realización de la presente invención, la tensión de referencia y/o la tensión de referencia limitada es menor que o igual a una tensión nominal del sistema colector hasta que la potencia producida mediante la conversión del viento de las turbinas eólicas conectadas al sistema colector coincide esencialmente con la demanda de potencia activa y/o reactiva del sistema colector, después de lo cual la tensión de referencia y/o la tensión de referencia limitada son mayores que una tensión real del sistema colector.
Por tanto, la tensión de referencia puede ser mayor que la tensión real del sistema colector pero puede ser menor que la tensión nominal del sistema colector o puede ser igual a la tensión nominal del sistema colector. De ese modo, puede lograrse un equilibrado de carga eficaz, así como un aumento en rampa de manera eficaz y rápida de la tensión del sistema colector hasta que se logre una tensión deseada (por ejemplo, tensión de referencia limitada o tensión de referencia).
Según una realización de la presente invención, realizar la función de formación de red de distribución por parte de la primera turbina eólica soporta los requisitos de potencia activa y/o reactiva del sistema colector incluyendo las turbinas eólicas conectadas al mismo.
Los componentes del sistema colector pueden requerir un suministro constante de potencia activa y/o reactiva debido a pérdidas, por ejemplo en cables, en el transformador y similares. De ese modo, las propiedades eléctricas deseadas estables en el sistema colector pueden lograrse realizando el equilibrado de carga.
Según una realización de la presente invención, se deriva una referencia de potencia (por ejemplo PrefTotal) de cada una de al menos una primera y la al menos una segunda turbina eólica, en particular mediante un controlador de convertidor respectivo, basándose en una referencia de potencia preliminar (por ejemplo Pref_control de turbina) y una desviación de referencia de potencia (por ejemplo deltaPref) derivada basándose en la diferencia de frecuencia, por ejemplo usando un control de caída, y basándose en una potencia disponible máxima de la turbina eólica primera o segunda respectiva, en particular a través de un elemento de restricción.
Según una realización de la presente invención, una referencia de potencia de turbina eólica de cada una de las turbinas eólicas primera y segunda está limitada por un límite de potencia derivado de una referencia de potencia máxima maestra del parque (por ejemplo Pmáx_control de parque) y una desviación de potencia derivada, en particular usando una caída, dependiendo de la diferencia de frecuencia. De ese modo, puede lograrse un procedimiento de control eficaz y sencillo, que incluye en particular un algoritmo de formación de red de distribución que incluye equilibrado de carga.
Según una realización de la presente invención, el método comprende además poner en marcha al menos otra primera turbina eólica para producir energía eléctrica a partir de energía eólica antes de poner en marcha cualquier segunda (y/o cualquier tercera) turbina eólica, en particular sincronizando automáticamente con la primera turbina eólica, utilizando de ese modo el suministro de energía independiente de red de distribución respectivo para la puesta en marcha.
Si más de una primera turbina eólica del primer grupo de turbinas eólicas puede ponerse en marcha independientemente de la tensión o la potencia proporcionada dentro del sistema colector, las propiedades eléctricas del sistema colector pueden alcanzarse de manera más rápida y pueden tener una mejor estabilidad. Según una realización de la presente invención, el método comprende además ejecutar, en particular en un controlador de parque eólico, control de sincronización con respecto al ajuste de la magnitud y/o fase de la tensión del sistema colector a los valores respectivos de la red de distribución eléctrica; y conectar el sistema colector a la red de distribución eléctrica, si la magnitud y/o fase de la tensión del sistema colector coincide esencialmente con las de la red de distribución eléctrica en un margen predefinido. Por tanto, puede garantizarse que el sistema colector sólo se conecta al sistema de servicios públicos si la tensión está en fase y la frecuencia del sistema colector coincide esencialmente con la frecuencia deseada o nominal de la red de distribución eléctrica.
Según una realización de la presente invención, el suministro de energía independiente de red de distribución respectivo de cada primera turbina eólica se desconecta del sistema colector durante la secuencia de activación, pero puede conectarse al sistema colector para recargar cuando el sistema colector se ha activado, en el que al menos uno del suministro de energía independiente de la red de distribución de cualquiera de la al menos una primera turbina eólica comprende al menos uno de: un generador alimentado por diésel y/o hidrógeno; un sistema de células solares; un almacenamiento de energía eléctrica, en particular una batería, un acumulador, una batería de condensadores. Por tanto, un suministro de energía independiente de red de distribución respectivo sólo puede ser capaz de suministrar energía a la turbina eólica asociada pero no a ninguna otra turbina eólica del parque eólico. Debe entenderse que las características, individualmente o en cualquier combinación, dadas a conocer, descritas o explicadas con respecto a o en el contexto de un método de puesta en marcha de un parque eólico también pueden aplicarse, independientemente o en cualquier combinación, a un parque eólico según realizaciones de la presente invención y viceversa.
Según una realización de la presente invención, se proporciona un parque eólico que comprende varias turbinas eólicas que pueden conectarse en un sistema colector que puede conectarse a una red de distribución eléctrica, estando adaptado el parque eólico para realizar un método según una de las realizaciones anteriores.
Ha de señalarse que las realizaciones de la invención se han descrito con referencia a diferentes contenidos. En particular, algunas realizaciones se han descrito con referencia a reivindicaciones de tipo método mientras que otras realizaciones se han descrito con referencia a reivindicaciones de tipo aparato. Sin embargo, un experto en la técnica deducirá a partir de la descripción anterior y siguiente que, a menos que se indique lo contrario, además de cualquier combinación de características pertenecientes a un tipo de contenido, también se considera que con este documento se da a conocer cualquier combinación entre características relacionadas con diferentes contenidos, en particular entre características de las reivindicaciones de tipo método y características de las reivindicaciones de tipo aparato.
Los aspectos definidos anteriormente y aspectos adicionales de la presente invención son evidentes a partir de los ejemplos de realización que se describirán a continuación en el presente documento y se explican con referencia a los ejemplos de realización. Ahora se describen realizaciones de la presente invención con referencia a los dibujos adjuntos. La invención no se limita a las realizaciones ilustradas o descritas.
Breve descripción de los dibujos
La figura 1 ilustra esquemáticamente un parque eólico según una realización de la presente invención;
la figura 2 ilustra esquemáticamente una (por ejemplo, la primera) turbina eólica de un parque eólico según una realización de la presente invención;
la figura 3 ilustra esquemáticamente un esquema de método realizado en el contexto de una función de formación de red de distribución realizada por una o más turbinas eólicas del parque eólico ilustrado en la figura 1;
las figuras 4 y 5 ilustran esquemáticamente esquemas de método realizados por una o más turbinas eólicas del parque eólico ilustrado en la figura 1.
Descripción detallada
La ilustración en los dibujos está en forma esquemática. Se observa que en las diferentes figuras, los elementos similares o idénticos se proporcionan con signos de referencia iguales o similares o con signos de referencia, que son diferentes de los signos de referencia correspondientes sólo en la última letra.
El parque 100 eólico ilustrado esquemáticamente en la figura 1 comprende al menos una primera turbina 101a, 101b, 101c eólica, cada una de las cuales está dotada de un suministro 103a, 103b, 103c de energía independiente de la red de distribución eléctrica, respectivamente, que puede utilizarse para poner en marcha la primera turbina 101a, 101b, 101c eólica, respectivamente, en una situación en la que un sistema 106 colector que comprende cables 105 (y potencialmente otros componentes como baterías de condensadores, transformador, filtros y similares) que están todos conectados a un punto de acoplamiento 107 común se desconecta de una red 109 de distribución eléctrica abriendo un disyuntor 111 de parque eólico. Obsérvese que el disyuntor de parque eólico en este contexto define el límite entre el sistema de parque eólico aislado y la red de distribución eléctrica, que por ejemplo incluye tanto el lado de parque eólico como el lado de red de distribución de una línea de exportación, así como una red extendida de parques eólicos que incluye una parte de la red de distribución eléctrica cercana. En esta situación, el parque 100 eólico se desconecta de la red 109 de distribución eléctrica y por tanto también se denomina un parque eólico aislado.
El parque 100 eólico comprende además un segundo grupo de turbinas eólicas que comprende las segundas turbinas 113a, 113b eólicas que están equipadas, como en las primeras turbinas 101a, 101b, 101c eólicas para realizar una función de formación de red de distribución (indicándose esta funcionalidad con un color gris de las turbinas eólicas).
El parque 100 eólico comprende además terceras turbinas 115a, 115b, 115c, 115d eólicas de un tercer grupo de turbinas eólicas que no tienen un suministro de potencia independiente de la red de distribución eléctrica ni pueden realizar una función de formación de red de distribución.
A través de un transformador 117 de parque, puede conectarse el punto de acoplamiento 107 común, cuando se cierra el disyuntor 111 de parque eólico, a la red 109 de distribución eléctrica. Para controlar las funciones o el funcionamiento de la turbina eólica, también se proporciona un controlador 119 de nivel de parque que puede recibir una entrada 121 externa (tal como con respecto a una tensión, frecuencia, potencia activa, potencia reactiva demandadas) y que puede emitir señales 123 de control a todas las turbinas eólicas del parque 100 eólico con el fin de controlar el funcionamiento, en particular para suministrar señales de coordinación, por ejemplo señales de liberación, con respecto al límite de potencia, con respecto a la referencia de tensión y similares. El controlador 119 de nivel de parque también puede ser capaz de activar el disyuntor 111 de parque eólico para el cierre y la apertura controlados del disyuntor. Además, a través de sensores 125, 127, se detectan o se miden propiedades eléctricas por ejemplo entre el punto de acoplamiento 107 común y el transformador 117 de parque eólico y se suministran a través de señales de medición o señales 129 de sensor al controlador 119 de nivel de parque. Las señales 129 de medición pueden comprender por ejemplo valores de medición de la frecuencia y/o la tensión en el punto de acoplamiento 107 común correspondientes también a una tensión del sistema colector denominado colectivamente con el signo de referencia 106.
El parque 100 eólico puede realizar un método de puesta en marcha del parque eólico según una realización de la presente invención. De ese modo, primero se pone en marcha al menos una primera turbina 101a, 101b, 101c eólica para producir energía eléctrica a partir de la energía eólica (siempre que esté presente viento suficiente), utilizando de ese modo el suministro 103a, 103b, 103c de energía independiente de red de distribución respectivo, respectivamente, para la puesta en marcha. A continuación, después de haber alcanzado un estado en el que puede comenzar la producción de potencia, la primera turbina 101a, 101b, 101c eólica respectiva puede conectarse (a través de disyuntores de turbina eólica no ilustrados explícitamente) al sistema 106 colector. Una vez que la primera turbina eólica (por ejemplo 101a, 101b y/o 101c) se ha conectado al sistema colector, la(s) primera(s) turbina(s) eólica(s) respectiva(s) puede(n) realizar una función de formación de red de distribución para lograr las propiedades eléctricas deseadas dentro del sistema 106 colector y por tanto también en el punto de acoplamiento 107 común. Una vez que el sistema 106 colector está activado suficientemente (por ejemplo, ha alcanzado una tensión deseada del sistema colector, tal como una tensión de referencia en el sistema colector), puede ponerse en marcha al menos una de las segundas y/o las terceras turbinas 115a, 115b, 115c, 115d eólicas utilizando de ese modo la energía procedente del sistema 106 colector. De ese modo, los disyuntores de turbina eólica no representados explícitamente pueden cerrarse y conectar las terceras turbinas eólicas respectivas al sistema 106 colector.
Antes de o simultáneamente con la puesta en marcha y/o la conexión de una o más de las terceras turbinas 115a, 115b, 115c, 115d eólicas al sistema colector, puede ponerse en marcha una o más de las segundas turbinas 113a, 113b eólicas y puede conectarse al sistema colector. De ese modo, también las segundas turbinas 113a, 113b eólicas pueden realizar la función de formación de red de distribución para estabilizar adicionalmente las propiedades eléctricas del sistema colector, en particular la tensión y/o la frecuencia a valores deseados.
Una o más de las primeras turbinas eólicas puede ponerse en marcha independientemente entre sí, proporcionando por tanto un arranque autógeno distribuido. Una vez que las propiedades eléctricas de la red de distribución colectora están dentro de valores deseados, las segundas turbinas eólicas pueden ponerse en marcha independientemente entre sí y de las primeras turbinas eólicas. La(s) tercera(s) turbina(s) eólica(s) pueden ponerse en marcha independientemente, una vez liberadas del funcionamiento, pero pueden no liberarse si el número de turbinas eólicas primera y segunda se reduce por debajo del nivel requerido para soportar el número de terceras turbinas en línea. Además, puede utilizarse la caída de frecuencia con respecto a la desviación de potencia (o similar) dentro de las funciones de formación de red de distribución de la primera y/o la segunda turbina eólica para equilibrar la potencia producida por las turbinas eólicas con la potencia requerida por el sistema colector aislado. En particular, las primeras turbinas eólicas y/o las segundas turbinas eólicas pueden estar equipadas con la función de formación de red de distribución respectiva que puede configurarse para permitir aumentar en rampa la tensión en terminales de salida respectivos de los convertidores respectivos, hasta que alcanzan su límite de potencia o corriente local. En particular, las turbinas eólicas (adicionales) equipadas con arranque autógeno (por ejemplo, las primeras turbinas eólicas del primer grupo que tienen un suministro de potencia individual) pueden sincronizarse y conectarse de manera autónoma al sistema colector activado parcialmente (sistema de CA) y pueden compartir la carga de potencia reactiva y real total del sistema colector aislado (por ejemplo, sistema de tensión media). La función de formación de red de distribución de las primeras y/o las segundas turbinas eólicas puede soportar la puesta en marcha y/o el funcionamiento del tercer grupo de turbinas eólicas (que no estén equipadas con la función de formación de red de distribución). De ese modo, la tercera turbina eólica puede ejecutar por ejemplo un control de corriente de lado de red.
La figura 2 ilustra esquemáticamente una turbina 101 eólica del primer grupo de turbinas eólicas tal como se ilustra en la figura 1. La primera turbina 101 eólica comprende un árbol 131 de rotación en el que están conectadas varias palas 133 de rotor. Con el impacto del viento, el árbol 131 de rotación rota y dado que está conectado a un rotor de un generador 135, proporciona de ese modo energía eléctrica. La energía eléctrica de CA suministrada a un convertidor 137 que comprende una parte 139 de lado de generador (por ejemplo, un convertidor de CA-CC), un enlace 141 de CC (por ejemplo, que comprende uno o más condensadores) y una parte 143 de lado de red de distribución eléctrica (por ejemplo, un convertidor de CC-CA). En el terminal 145 de salida del convertidor 137, se emite una potencia activa y reactiva (que tiene una frecuencia de funcionamiento en estado estacionario igual a la frecuencia de la red de distribución) que se suministra adicionalmente a un transformador 147 de turbina eólica que transforma la tensión de salida en una tensión media. Entre el convertidor y el transformador de turbina eólica puede utilizarse por ejemplo un filtro 149 de modulación de ancho de pulso y/o una inductancia 151.
Un controlador 155 de turbina eólica puede recibir señales de medición tal como una señal 157 de medición con respecto a la tensión de salida en o cerca del terminal 145 de salida del convertidor 137. El controlador 155 de turbina eólica puede recibirá además las señales 123 de control procedentes del controlador 119 de nivel de parque tal como se ilustra en la figura 1. El controlador 155 de turbina eólica puede suministrar señales 159 de control al convertidor 137 que controlan por ejemplo la velocidad de rotación del rotor 131 y también en particular con el fin de realizar una función de formación de red de distribución tal como se implementa en un módulo 161.
Para poner en marcha la primera turbina 101 eólica que pertenece al primer grupo de turbinas eólicas, la primera turbina 101 eólica comprende un suministro 163 de potencia independiente de red de distribución que puede configurarse, por ejemplo, como un almacenamiento eléctrico o un generador diésel o una batería o similar. Antes de que la turbina 101 eólica se ponga en marcha, se abre un disyuntor 165 que cuando está cerrado conecta el suministro 163 de potencia independiente de red de distribución eléctrica esencialmente al terminal de salida del convertidor 137. Sin embargo, el suministro 163 de potencia independiente de red de distribución se conecta a equipos auxiliares y de funcionamiento de la turbina 101 eólica. En particular, el suministro 163 de potencia puede estar conectado o puede conectarse para suministrar energía a bombas o ventiladores 167, puede conectarse a un sistema 169 de regulación de paso, puede conectarse a un sistema 171 de guiñada y puede conectarse a equipos 173 de medición y puede conectarse además a un equipo 175 de precarga de enlace de CC que puede necesitar energía eléctrica en su totalidad o al menos en parte con el fin de soportar la puesta en marcha de la turbina 101 eólica.
No sólo una, sino dos o incluso más de las primeras turbinas eólicas del primer grupo de turbinas eólicas pueden ponerse en marcha y activar el sistema colector después de un periodo de poco viento, en lugar de considerar cada turbina eólica como un sistema individual. En lugar de tener energía almacenada y un generador diésel de tamaño adecuado para activar el primer grupo (por ejemplo, serie o grupo de series) de turbinas eólicas, X primeras turbinas eólicas pueden estar equipadas con una pequeña cantidad de almacenamiento que les permite suministrar las cargas auxiliares (por ejemplo 167, 169, 171, 173, 175) durante un número dado de horas y precargar el enlace 141 de CC del convertidor principal cuando se da la orden de puesta en marcha (por ejemplo, a través de la señal 123 o a través de una orden establecida localmente).
Cabe señalar que no hay una conexión eléctrica directa entre el sistema 106 colector de tensión media y el suministro 163 de energía independiente de la red de distribución, aparte del estado de “recarga” opcional que puede lograrse cerrando el disyuntor 165.
Las primeras turbinas pueden comprender X turbinas eólicas que pueden activar el sistema 106 colector de tensión media aislado.
Cuando no hay suficiente fuente para cubrir la carga auxiliar y las pérdidas en el sistema, el sistema de parque eólico puede desactivarse dejando las primeras turbinas eólicas con capacidad de arranque autógeno en modo de hibernación esperando que haya viento suficiente para ponerse en marcha. Además, el almacenamiento de energía requerido para atravesar un periodo de poco viento/sin viento puede minimizarse si un grupo de turbinas eólicas actúa de manera coordinada (o combinada) (que también puede denominarse arranque autógeno distribuido). Se considera un grupo de M turbinas con M>4. Si estas turbinas eólicas se orientan de manera que todas ellas apunten en diferentes direcciones, y que estas turbinas tengan una regulación de paso completa, entonces cuando vuelve el viento, una de estas cuatro turbinas eólicas puede comenzar a rotar. Si estas cuatro turbinas eólicas contienen todas ellas suficiente almacenamiento de energía para mantener su control ambiental interno, entonces cuando comienza el viento, una de estas turbinas eólicas puede habilitarse y comenzar a activar el sistema colector (sistema de CA) tal como se describió anteriormente. Esta primera turbina eólica puede tener ahora capacidad de generación suficiente para proporcionar sus propios sistemas internos y de control ambiental, de guiñada y de paso. Por tanto, en esta etapa , puede suministrarse energía a los sistemas 167, 169, 171, 173, 175 auxiliares procedente del terminal 145 de salida del convertidor 137.
A medida que la tensión aumenta en el sistema colector, una de las otras turbinas con regulación de paso completa puede ponerse en marcha, orientándose inicialmente hacia el viento en lugar de comenzar la producción de potencia, ya que esto aumentará la tensión del sistema colector. Será necesario que cada una de estas “turbinas eólicas seleccionadas” tenca la capacidad para comenzar sus controles de regulación de paso y guiñada a la tensión de red de distribución de AC reducida. Una vez que estas turbinas eólicas que pueden realizar arranque autógeno (por ejemplo, el primer grupo de turbinas eólicas cada una de las cuales está equipada con el algoritmo de formación de red de distribución) están todas ellas habilitadas, puede calcularse que la tensión de CA en el sistema aislado será suficientemente alta, de manera que las turbinas eólicas restantes pueden comenzar a usar energía procedente del sistema colector. Esto puede significar que la tensión de CA en el sistema colector puede ser suficiente para que se pongan en marcha las restantes Y y Z (por ejemplo, segundas y/o terceras) turbinas eólicas (donde el tercer grupo no está dotado de un algoritmo de formación de red de distribución). Si los periodos con poco viento/sin viento son mayores que el periodo en que se necesita secado, entonces será necesario que estas turbinas eólicas pasen por el procedimiento de secado, que podría aplicarse, si la turbina se deja desactivada, de manera que puede acumularse humedad dentro de los componentes. En el caso de los componentes eléctricos, la humedad puede provocar una descarga disruptiva cuando se activan, lo que puede dañar los componentes. Para evitar esto, los componentes se calientan para permitir que la humedad se evapore antes de poner en marcha.
Para los parques eólicos marinos, se entiende que rara vez hay un estado sin viento que persista durante > 3 días. Adicionalmente, podría haber un cable de poca potencia, tensión más baja entre las turbinas eólicas para alimentar el sistema auxiliar sin necesidad de activar los transformadores principales.
Activación multisecuencia
Una sola turbina eólica con capacidad de arranque autógeno (por ejemplo, una turbina eólica del primer grupo de turbinas eólicas) puede no tener suficiente potencia disponible o capacidad de corriente reactiva para suministrar las cargas (potencia real) en el sistema aislado o los requisitos de potencia reactiva del sistema aislado. Además, las realizaciones de la presente invención permiten que múltiples turbinas eólicas (primeras o segundas o terceras) se conecten en diferentes intervalos de tiempo o puntos de tiempo de modo que puede no ser necesaria una estrecha coordinación de tiempo entre las turbinas eólicas. En particular, la activación del sistema colector puede realizarse en un enfoque por etapas donde es el esfuerzo combinado de todas las turbinas eólicas participantes el que activa el sistema colector, es decir para mantener el sistema colector en puntos de funcionamiento donde el número de turbinas eólicas conectadas puede soportar el sistema eléctrico completo en lo que se refiere a la potencia activa y/o la reactiva. En dos niveles esto puede hacerse como:
- teniendo una acumulación secuencial del sistema eléctrico, es decir donde se conectan cables en serie uno por uno y las turbinas eólicas en cada serie se ponen en marcha antes de que se conecte la siguiente serie. Esto pude reducir la carga total para las turbinas eólicas con capacidad de arranque autógeno.
- funcionando por debajo de la tensión nominal hasta el momento en que haya suficientes turbinas eólicas conectadas al sistema colector (por ejemplo, en línea) para cubrir toda la carga de potencia activa y reactiva en la tensión nominal.
La primera turbina eólica de arranque autógeno (una primera turbina eólica o una turbina eólica del primer grupo de turbinas eólicas) que se conecta aumentará en rampa su magnitud de tensión de modulación de ancho de pulso desde cero con una velocidad en rampa fija y hasta que se alcanza un umbral. Este umbral podría ser un valor preseleccionado o podría impulsarse por el valor absoluto de la potencia reactiva y/o el valor absoluto de la potencia activa y/o un límite de corriente establecido (por ejemplo, corriente total) y/o un porcentaje de un límite de corriente establecido. Por tanto, la primera turbina eólica puede aumentar en rampa la tensión del sistema colector hasta un valor límite. En realizaciones alternativas, la tensión puede aumentarse en rampa hasta que el convertidor de potencia alcanza su capacidad de potencia reactiva y/o capacidad de potencia basándose en las condiciones del viento predominante o en un porcentaje dado de las mismas. Esto puede garantizar que la turbina eólica (en particular, la primera turbina eólica) nunca superará su restricción física en lo que se refiere a la capacidad nominal de corriente, etc. Sin embargo, los requisitos de potencia real y/o reactiva del sistema colector aislado pueden y probablemente superarán las capacidades de una sola (primera) turbina eólica. Las turbinas eólicas siguientes y subsiguientes pueden sincronizarse con el sistema eléctrico (que ahora está definido por la(s) turbina(s) eólica(s) ya conectada(s) tanto en lo que se refiere a la magnitud de tensión medida como al ángulo (fase). El aumento en rampa puede implementarse como un límite de la velocidad de cambio, una saturación que se libera gradualmente o similar, tal como se ilustra esquemáticamente en la figura 3.
Cuando las siguientes turbinas eólicas se conectan, comenzarán a partir de la magnitud de tensión medida del sistema colector, inicialmente tendrán un flujo de potencia reactiva de cero y por tanto comenzarán a aumentar en rampa la tensión hasta que alcancen su límite de capacidad o el umbral establecido tal como se describe para la primera turbina eólica. La capacidad para controlar y sincronizar con un suministro de tensión de CA menor que el nominal es una característica que permite el control del convertidor. Dado que las turbinas eólicas están intentando aumentar la tensión del sistema colector, la magnitud de tensión aumentada en rampa puede o debe ser siempre mayor que la tensión medida, es decir Vreferencia,máx > Vmedida, y si una turbina eólica tuviera una referencia de tensión que fuera menor que la tensión medida, esta turbina eólica estaría bajando de hecho la tensión. De modo que cuando una turbina eólica aumenta en rampa su referencia de tensión, es necesario que se asegure de que el valor aumentado en rampa es mayor que o igual a la tensión medida. Cuando esta otra primera turbina eólica se conecta, puede contribuir con potencia y potencia reactiva al sistema colector aislado y por tanto puede reducir la carga sobre la primera turbina eólica conectada anteriormente, lo que puede permitir que ambas turbinas eólicas aumenten la tensión de CA del sistema colector. Este “compartir” de la carga aislada total (tanto potencia real como reactiva) es el que puede permitir la activación del sistema colector.
Cuando el parque eólico está en la etapa intermedia de activarse a un nivel de tensión parcial, puede ser necesario monitorizar las capacidades de las turbinas eólicas conectadas (que pueden cambiarse debido a las condiciones del viento o similares), de manera que el nivel de activación está siempre a un nivel que coincide con las capacidades de las turbinas eólicas conectadas. Por tanto, puede garantizarse que la potencia real y reactiva requerida para el sistema colector de tensión media aislado es igual a la potencia real y reactiva producida por las turbinas eólicas conectadas al sistema colector aislado. Puede ser necesario reducir el nivel de tensión si, por ejemplo, una turbina eólica se desconecta durante el aumento en rampa. Si una turbina eólica se desconecta, se reducirá entonces la potencia disponible a partir de las turbinas eólicas. La reducción de la tensión en el sistema colector de tensión media puede reducir las cargas de potencia real y reactiva.
La figura 3 ilustra esquemáticamente un esquema 177 de método que puede implementarse, por ejemplo, en el módulo 161 de función de formación de red de distribución del controlador 155 de turbina eólica. Un módulo 179 de gestión de aumento en rampa de tensión recibe Vmedida que es la tensión en la barra colectora de baja tensión de la turbina eólica, por ejemplo el terminal 145 de salida de convertidor tal como se ilustra en la figura 2. La medición de tensión puede dar una buena indicación de cuál puede ser la tensión media en el sistema 106 colector ya que los lados de tensión baja y tensión media están conectados eléctricamente a través del transformador 147 de turbina eólica, tal como se ilustra en la figura 2. El módulo 179 de gestión de aumento en rampa de tensión recibe además el error de frecuencia A f que representa una diferencia entre la frecuencia real en el sistema colector y una frecuencia nominal de la tensión del sistema colector. El error de frecuencia A f puede ser una salida de un control del convertidor de formación de red de distribución tal como se ilustra en la figura 4. La señal 183 (liberada) puede ser un indicador de estado (binario 1 ó 0) que indica si el convertidor está liberado para funcionamiento. La señal 185 (en limite) es un indicador de estado que puede indicar si el convertidor de lado de red está en límite de corriente o en límite de potencia (cuando la potencia que exporta el convertidor de lado de red al sistema de CA es igual a la potencia que se extrae de viento disponible. A partir de las señales 183, 185 se deriva la señal 131 de aumento en rampa de tensión (que es un indicador de si aumentar en rampa la tensión o no) y se recibe por el módulo de gestión.
V referencia, limitada 189 es la referencia de tensión de convertidor de lado de red. Vreferencia,desviación emitida por el módulo 179 de gestión de aumento en rampa de tensión es una desviación aplicada a la Vreferencia para controlar la tensión de salida para equilibrar la potencia real o reactiva cuando está en la condición límite. Vreferencia,mín, Vreferencia,máx se emiten por el módulo 179 de gestión de aumento en rampa de tensión y se proporcionan a un elemento 187 de limitación que limita Vreferencia. La gestión 179 de aumento en rampa de tensión emite la Vreferencia,desviación que se añade a la salida del elemento 187 de limitación, dando como resultado el valor Vreferencia,limitada, también denominada tensión 189 de referencia limitada. De ese modo, se proporciona un medio para modificar la tensión de referencia al convertidor de lado de red que podría usarse, por ejemplo, para el aumento en rampa de la tensión inicial.
Según una realización, puede aplicarse una caída entre el error de frecuencia y una desviación de referencia de la tensión del sistema de oscilador que puede activarse si las turbinas eólicas no pueden mantener la frecuencia o si hay un error de potencia de construcción (por ejemplo a través de la suma acumulativa). También podría hacerse otra implementación como simplemente reducir en rampa la Vreferencia,máx hasta que se haya estabilizado la frecuencia o el error de potencia. También puede usarse un controlador de PI o similar. Es posible que el convertidor deba garantizar en este punto que está obedeciendo la referencia de potencia del controlador de turbina ya que en caso contrario el rotor comenzaría a desacelerarse. Puede ser necesario adoptar una banda de histéresis apropiada en el error de potencia o frecuencia si se usan rampas para evitar alternar entre aumentar y reducir en rampa.
Cuando la magnitud de la tensión está dentro del intervalo de funcionamiento normal, y la potencia reactiva/activa/aparente absoluta y/o la corriente reactiva/activa/total es menor que un límite establecido, las turbinas eólicas pueden pasar al control de tensión normal. En este punto, los almacenamientos de energía pueden restaurarse a sus niveles de referencia, por ejemplo recargándolos desde la barra colectora de tensión baja, por ejemplo cerrando el disyuntor 165 ilustrado en la figura 2.
Equilibrado de carga
Cuando se hacen funcionar las turbinas eólicas en una isla de parque eólico, es necesario suministrar la carga activa y reactiva en la isla, lo que puede incluir un ajuste constante o continuo de salida de potencia activa y reactiva a medida que la carga pueda cambiar. En particular, pueden desconocerse la carga total y el sistema colector, es decir tanto la potencia activa como la reactiva. Debido al comportamiento autónomo de las turbinas eólicas, también puede desconocerse para la turbina eólica individual cuántas otras turbinas eólicas pueden ayudar a compartir el desequilibrio en la carga.
Por tanto, la primera turbina eólica (es decir una turbina eólica del primer grupo) y las turbinas eólicas del segundo grupo puede ejecutar el algoritmo de formación de red de distribución en el convertidor de puente de red que les permite conectarse de manera descoordinada, contribuir al sistema tensión y resistir cualquier cambio en la frecuencia y la tensión. Un algoritmo de formación de red de distribución de este tipo puede ser también un control de tipo máquina síncrona virtual (VSM) o el control de potencia tal como se describe en el documento EP 3116085 A1. Esto puede evitar la necesidad de asignar una turbina eólica maestra que suministre una tensión de referencia y que requiera una capa adicional de coordinación porque las turbinas eólicas de formación de red de distribución, en virtud del control del convertidor de puente de red, puede sincronizarse automáticamente entre sí de manera similar a una máquina síncrona y pueden compartir la tarea de equilibrar el sistema. Es decir, las turbinas eólicas pueden tener la capacidad de actuar como una fuerza contraelectromotriz (EMF) muy similar a una máquina síncrona.
Puede desconocerse la carga activa total del sistema aislado y muy probablemente varíe con el tiempo, y por tanto las turbinas eólicas necesitan ajustar su producción de potencia para que coincida con esta carga. En particular, si la potencia producida por las turbinas eólicas ya conectadas al sistema colector supera la cara en el sistema colector, entonces la frecuencia aumentará, y sucederá lo contrario si la carga supera la producción de potencia, es decir, la frecuencia disminuirá. Por tanto, según realizaciones de la presente invención, la salida de frecuencia del control de formación de red de distribución (por ejemplo, error de frecuencia A f en la figura 4 ó 5) se usa a través de una ganancia de caída para modificar la referencia de potencia a través de un término A Pref como en la figura 3. De ese modo, puede controlarse la frecuencia y el equilibrio de potencia del sistema.
La parte 177 de controlador ilustrada en la figura 3 puede representar un módulo de control de gestión de tensión que puede modificar la referencia de tensión eficaz dentro del convertidor en respuesta a un error de frecuencia. Este controlador (por ejemplo el controlador 177 ilustrado en la figura 3) puede implementarse en cualquier estructura de controlador adecuada, sólo proporcional, proporcional diferencial, de avance/retardo, etc. El controlador puede actuar eficazmente como un regulador en una máquina síncrona convencional.
Dado que todas las Y turbinas eólicas de equilibrado de carga están sometidas a sus condiciones de viento locales en cualquier momento, cada turbina eólica sólo puede tener una demanda de potencia (por ejemplo Preftotal en la figura 4) hasta su potencia disponible ( que puede determinarse mediante las condiciones predominantes del viento). Para cualquier reducción adicional en la frecuencia, puede requerirse que la turbina eólica que emite su potencia disponible impulse la demanda adicional de potencia a otras turbinas eólicas que tengan espacio para regulación por incremento, lo que puede significar que cuando cualquier turbina eólica no puede producir más potencia, no aumentará su demanda de potencia por encima de lo que está disponible a partir del viento predominante (Pmáx(potencia disponible)) en la figura 4 que se implementa en ella a través de un elemento 191 de restricción. La función del regulador 193 en la figura 4 tiene una salida que debe someterse a un límite superior variable en el tiempo dado a partir de la potencia disponible de la turbina eólica. Si la potencia adicional ordenada (A Pref en la figura 4) por el regulador se añade después del control de potencia principal de la turbina eólica, la función del regulador debe limitar su salida para que no sea más de la potencia disponible de la turbina eólica (o una estimación de la misma) que es lo que hace el bloque 191 de restricción en la figura 4.
En particular, el esquema 190 de control ilustrado en la figura 4 ilustra un controlador 192 de turbina y un controlador 194 de convertidor. El controlador 192 de turbina comprenden un módulo 195 de control de potencia que genera una potencia de referencia Pref y la envía a un módulo 197 que evalúa diversos límites de potencia internos y externos incluyendo una potencia máxima Pmáx calculada centralmente, que se recibe desde un control del parque. El controlador 192 de turbina emite una potencia de referencia Pref, así como una potencia disponible máxima Pmáx(potencia disponible) que se suministra al controlador 194 de convertidor. La potencia máxima disponible Pmáx(potencia disponible) se suministra al elemento 191 de restricción (o elemento de limitación) que emite A Pref que son las desviaciones de la potencia de referencia que se añaden a la potencia de referencia Pref proporcionada a partir del control de turbina. El valor PrefTotal se suministra al control 161 de convertidor de formación de red de distribución que emite el error de frecuencia A f que se suministra al control de modo isla, por ejemplo la ganancia de caída o el regulador 193.
Alternativamente, tal como se muestra en la figura 5, la potencia adicional ordenada por la función de regulador también puede añadirse a la función de limitación del control de potencia principal de la turbina eólica (es decir, el bloque 201 de control de turbina en la figura 5). En este caso, la respuesta del regulador (por ejemplo, por el regulador o el controlador 203 de modo isla) sólo puede estar activa cuando la potencia disponible está por encima del límite aplicado a la referencia de potencia de la turbina eólica.
Por ejemplo, mientras que la funcionalidad mostrada en las figuras 4 y 5 es igual o similar, no debe implementarse necesariamente en el control del convertidor.
El sistema puede permanecer activado siempre que la potencia disponible combinada de todas las turbinas eólicas sea al menos la de la demanda de potencia activa total. El error de frecuencia que se usa para el control de equilibrado de carga descrito puede proceder claramente de varias fuentes, por ejemplo, el control de frecuencia interno de los convertidores, la medición de frecuencia de los convertidores, la medición de frecuencia de los controles de turbina o una unidad de medición externa.
En particular, el controlador 200 ilustrado en la figura 5 comprende un controlador 201 de turbina y un control 205 de convertidor de formación de red de distribución. Basándose en un error de frecuencia A f, el regulador 203 (control de modo isla, por ejemplo ganancia de caída) emite una desviación 204 de una potencia que se añade a la potencia máxima Pmáx proporcionada a partir del control del parque. La suma se proporciona a un módulo 207 de limitación que recibe una potencia de referencia Pref de un controlador 209 de potencia. El módulo 207 emite una potencia de referencia Pref (control de turbina) que se proporciona al control 205 de convertidor de formación de red de distribución que emite el error de frecuencia A f.
El uso de un algoritmo de formación de red de distribución junto con una caída de desviación de frecuencia con respecto a potencia (suponiendo una función de regulador proporcional simple) para equilibrar la producción de potencia de la turbina eólica con la carga aislada, permite que múltiples unidades paralelas compartan la carga total. El control de la desviación de frecuencia con respecto a potencia actúa eficazmente como un regulador en una máquina síncrona convencional. Este controlador puede implementarse en cualquier estructura de controlador adecuada, sólo proporcional, proporcional diferencial, de avance/retardo, etc. y puede complementarse mediante filtros para lograr la respuesta de control deseada.
Coordinación de nivel de parque
La coordinación de nivel de parque puede permitir un mayor nivel de automatización, pero no es esencial para realizar la función central descrita anteriormente. El procedimiento de arranque autógeno puede iniciarse bajo petición del control de nivel de parque o una entidad externa comunicada a las turbinas eólicas a través del control de nivel de parque. El controlador de nivel de parque puede manejar la coordinación de alto nivel para liberar el funcionamiento de las turbinas eólicas con las capacidades apropiadas en el momento apropiado durante el procedimiento de arranque autógeno. Cuando las turbinas eólicas con capacidad de arranque autógeno han activado el sistema colector en intervalos de funcionamiento normales, el control de nivel de parque puede liberar las turbinas eólicas restantes en el parque eólico que pueden ejecutar un algoritmo de control de puente de red completamente diferente, por ejemplo, un control de corriente de eje DQ tradicional.
Dado que se desconocen la carga activa total y el número de turbinas eólicas conectadas en cualquier momento cuando se parametrizan los controladores, puede ser útil tener un controlador maestro que ajuste el despacho de potencia de las turbinas eólicas para que reduzcan el error de frecuencia. Los equipos auxiliares en el parque eólico pueden tener intervalos de frecuencia en los que pueden funcionar y si las caídas del regulador (suponiendo un regulador basado en ganancia de caída) han de parametrizarse para el peor caso de desequilibrio de potencia y el número mínimo de turbinas eólicas conectadas, se requerirá una alta ganancia con el fin de permanecer dentro del intervalo de frecuencia establecido. Dejar que el controlador de parque establezca el despacho del parque eólico (efectivamente una estimación de la presente carga) basándose en una medición de la frecuencia, puede permitir que se usen ganancias del regulador más bajas y reduce la dependencia de la parametrización en las condiciones específicas del sitio. De ese modo, el despacho del parque eólico puede referirse al límite de potencia (por ejemplo mostrado como Pmáx(control de parque) en la figura 4) enviado a las turbinas eólicas desde el control de nivel de parque. En el caso de que se haya realizado el arranque autógeno interno con el fin de contribuir a la reactivación del sistema de alimentación principal, es necesario cerrar el disyuntor del parque cuando se completa el arranque autógeno interno y la entidad que gestiona la restauración completa del sistema está lista para llevar el parque eólico al sistema de servicios públicos.
Si el sistema de transmisión ya está activado por algún otro generador, el fasor de tensión en el lado de parque eólico del disyuntor del parque debe alinearse primero suficientemente cerca del fasor en el lado de red de distribución, de manera que la alteración del cierre de disyuntor se mantenga suficientemente pequeño.
Puede ejecutarse un control de sincronización en el controlador de parque para ajustar la magnitud y la fase de la tensión para que coincidan con las del lado de red de distribución del disyuntor. Cuando los errores están dentro de los límites del relé de verificación de sincronismo, el disyuntor del parque se cerrará a voluntad y el parque eólico se conectará al sistema de alimentación principal. El error de magnitud de tensión puede limitarse a través del control de la tensión terminal de la turbina eólica y el error de ángulo ejecutando la red del parque eólico con una pequeña (por ejemplo 100 mHz) desviación de frecuencia.
Una ventaja de las realizaciones de la presente invención puede proceder del aprovechamiento de la naturaleza distribuida de las turbinas eólicas. Es probable que cada turbina eólica individual no pueda manejar toda la tarea del arranque autógeno del sistema, pero cualquier número K de ellos sí lo haría. El método de puesta en marcha descrito anteriormente conserva un alto grado de autonomía para las turbinas eólicas individuales porque:
- no hay un control crítico de tiempo que se ejecute en una pieza central del equipo para coordinar el arranque autógeno, y
- las turbinas eólicas equipadas con un amortiguador de energía para el arranque autógeno son libres de ponerse en marcha en cualquier momento después de haberse liberado para el arranque autógeno, y lo harán si hay suficiente viento, y por tanto, proporcionan las pérdidas para los sistemas auxiliares (y si se usa almacenamiento de batería para el suministro auxiliar, esto también podría recargarse, prolongando de ese modo el periodo en que el almacenamiento de la batería pueden mantener los suministros auxiliares)
- cuando se activa y se ejecuta la isla de parque eólico, todas las turbinas con el software de control de formación de red de distribución comparten por igual la tarea de equilibrar la potencia activa y reactiva. En este punto, las turbinas eólicas sin estas capacidades también pueden conectarse y ponerse en marcha si se necesita su producción de potencia con el fin de suministrar las cargas activas; en este contexto pueden considerarse turbinas eólicas de carga base.
- No existe una turbina eólica “maestra” con la que se sincronicen otras y por tanto, las turbinas eólicas son libres de conectarse y desconectarse de la red de distribución aislada según lo dicten las condiciones locales del viento (naturalmente, siempre que haya suficiente producción entre las turbinas eólicas para mantener el parque eólico activado).
Las realizaciones de la presente invención abren la posibilidad de que un grupo de turbinas eólicas dentro de un parque eólico pueda comenzar a activar un parque eólico y luego permitir que otras turbinas eólicas se conecten y contribuyan a la carga total de potencia real y reactiva. Además, puede ser posible que turbinas eólicas adicionales dentro del parque eólico no necesiten funcionar con el algoritmo de control de formación de red de distribución usado en las turbinas eólicas de arranque autógeno, podrían ser turbinas eólicas controladas por corriente convencionales. Esto hace que esta solución sea potencialmente adaptable a los parques eólicos existentes.
Cabe señalar que el término “que comprende” no excluye otros elementos o etapas y “un” o “una” no excluye una pluralidad. Además, los elementos descritos en asociación con diferentes realizaciones pueden combinarse. También debe observarse que los signos de referencia en las reivindicaciones no deben interpretarse como una limitación del alcance de las reivindicaciones.

Claims (1)

  1. REIVINDICACIONES
    Método de puesta en marcha de un parque (100) eólico que comprende varias turbinas eólicas que pueden conectarse en un sistema (106) colector que puede conectarse a una red de distribución eléctrica, comprendiendo el método:
    poner en marcha al menos una primera turbina (101a, 101b, 101c) eólica, estando equipada cada una con un suministro (103a, 103b, 103c) de energía independiente de la red de distribución eléctrica y una función (161) de formación de red de distribución, para producir energía eléctrica a partir de energía eólica, utilizando de ese modo el suministro (103a, 103b, 103c) de energía independiente de red de distribución respectivo para la puesta en marcha;
    realizar la función de formación de red de distribución por parte de la al menos una primera turbina (101a, 101b, 101c) eólica para lograr una tensión de referencia (Vreferencia, Vreferencia,limitada) en el sistema colector;
    poner en marcha al menos una segunda turbina (113a, 113b) eólica para producir energía mediante la conversión de energía eólica, utilizando de ese modo la energía proporcionada en el sistema (106) colector para la puesta en marcha,
    caracterizado porque
    realizar la función de formación de red de distribución por parte de la al menos una primera turbina eólica comprende:
    aumentar en rampa una tensión de salida de convertidor de un convertidor (137) de la primera turbina (101) eólica de manera controlada hasta que se alcanza un límite de corriente y/o límite de potencia del convertidor,
    en el que aumentar en rampa la tensión de salida de convertidor del convertidor de la primera turbina eólica se realiza de manera que se equilibre la carga del sistema mediante:
    monitorizar una frecuencia real de la tensión del sistema colector;
    derivar una tensión de referencia limitada (Vreferencia,limitada) basándose en una diferencia de frecuencia (Af) entre la frecuencia real y una frecuencia nominal de la tensión del sistema colector; y controlar el convertidor (137) de la primera turbina (101) eólica basándose en la tensión de referencia limitada (Vreferencia,limitada).
    Método según la reivindicación anterior, que comprende además:
    poner en marcha al menos una tercera turbina (115a, 115b, 115c, 115d) eólica para producir energía mediante la conversión de energía eólica, utilizando de ese modo la energía proporcionada en el sistema (106) colector para la puesta en marcha.
    Método según una de las reivindicaciones anteriores, en el que la al menos una segunda turbina (113a, 113b) eólica está equipada con una función (161) de formación de red de distribución, comprendiendo el método además
    después de poner en marcha la al menos una segunda turbina (113a, 113b) eólica:
    realizar la función de formación de red de distribución por la segunda turbina (113a, 113b) eólica para lograr la tensión de referencia (Vreferencia, Vreferencia,limitada) en el sistema colector, en particular teniendo una frecuencia dentro de una banda de frecuencia establecida alrededor de una frecuencia nominal; y en particular:
    aumentar la capacidad de generación de energía del sistema colector.
    Método según una de las reivindicaciones anteriores cuando hace referencia de nuevo a la reivindicación 2, que comprende además:
    conectar la primera turbina (101a, 101b, 101c) eólica al sistema colector después de haberla puesto en marcha;
    conectar la segunda turbina (113a, 113b) eólica al sistema colector antes de ponerla en marcha;
    conectar la tercera turbina (115a, 115b, 115c, 115d) eólica al sistema colector antes de ponerla en marcha; sincronizar automáticamente la salida eléctrica de la segunda turbina eólica y/o la tercera turbina eólica con la de la primera turbina eólica,
    en el que cada una de la tercera turbina (115a, 115b, 115c, 115d) eólica realiza en particular un control de corriente en un terminal de salida de convertidor de la tercera turbina eólica.
    5. Método según una de las reivindicaciones anteriores, en el que la segunda turbina (113a, 113b) eólica se pone en marcha si la tensión del sistema colector está entre límites de tensión predefinidos.
    6. Método según una de las reivindicaciones anteriores cuando hace referencia de nuevo a la reivindicación 2, en el que la tercera turbina (115a, 115b, 115c, 115d) eólica se pone en marcha si la tensión del sistema colector está entre límites de tensión predefinidos.
    7. Método según una de las reivindicaciones anteriores, en el que derivar la tensión de referencia limitada comprende:
    derivar el máximo (Vreferencia,máx), el mínimo (Vreferencia,mín) y la desviación (Vreferencia,desviación) de la tensión de referencia basándose en una tensión medida del sistema colector (Vmedida) y en la diferencia de frecuencia (Af);
    derivar la tensión de referencia limitada (Vreferencia,limitada) basándose en el máximo, el mínimo y la desviación (Vreferencia,desviación) de la tensión de referencia y la tensión de referencia (Vreferencia). 8. Método según una de las reivindicaciones anteriores,
    en el que la tensión de referencia (Vreferencia) y/o la tensión de referencia limitada (Vreferencia,limitada) son menores que una tensión nominal del sistema colector hasta que la potencia producida mediante la conversión del viento de las turbinas eólicas conectadas al sistema colector coincide esencialmente con la demanda de potencia activa y/o reactiva del sistema colector y/o
    en el que la tensión de referencia (Vreferencia) y/o la tensión de referencia limitada (Vreferencia,limitada) son mayores que una tensión real (Vmedida) del sistema colector.
    9. Método según una de las reivindicaciones anteriores, en el que realizar la función de formación de red de distribución por parte de la primera turbina eólica soporta los requisitos de potencia activa y/o reactiva del sistema colector incluyendo las turbinas eólicas conectadas al mismo.
    10. Método según una de las reivindicaciones anteriores, en el que se deriva una referencia de potencia (PrefTotal) de cada una de al menos una primera turbina (101a, 101b, 101c) eólica y la al menos una segunda turbina (113a, 113b) eólica, en particular mediante un controlador (194) de convertidor respectivo, basándose en una referencia de potencia preliminar (Pref_control de turbina) y una desviación de referencia de potencia (APref) derivada basándose en la diferencia de frecuencia (Af), en particular usando un control de regulador que puede incluir una caída, y basándose en la potencia disponible máxima (Pmáx(potencia disponible)) de la turbina eólica primera o segunda respectiva, en particular a través de un elemento (191) de restricción.
    11. Método según una de las reivindicaciones anteriores, en el que una referencia de potencia de turbina eólica (Pref) de cada una de las turbinas eólicas primera y segunda está limitada por un límite de potencia derivado de una referencia de potencia máxima maestra del parque (Pmáx_control de parque) y una desviación (204) de potencia derivada, en particular usando un control de regulador que puede incluir una caída, dependiendo de la diferencia de frecuencia (Af).
    12. Método según una de las reivindicaciones anteriores, que comprende además:
    poner en marcha al menos otra primera turbina (101a, 101b, 101c) eólica para producir energía eléctrica a partir de energía eólica antes de poner en marcha cualquier segunda turbina eólica, en particular sincronizando automáticamente con la primera turbina eólica, utilizando de ese modo el suministro (103a, 103b, 103c) de energía independiente de red de distribución respectivo para la puesta en marcha.
    13. Método según una de las reivindicaciones anteriores, que comprende además:
    ejecutar, en particular en un controlador (119) de parque eólico, control de sincronización con respecto al ajuste de la magnitud y la fase de la tensión del sistema colector a los valores respectivos de la red de distribución eléctrica; y
    conectar el sistema (106) colector a la red (109) de distribución eléctrica, si la magnitud y/o fase de la tensión del sistema colector coinciden esencialmente con las de la red de distribución eléctrica en un margen predefinido.
    14. Método según una de las reivindicaciones anteriores, en el que el suministro de energía independiente de red de distribución respectivo de cada primera turbina eólica se desconecta del sistema colector y puede conectarse al sistema colector para recargar,
    en el que al menos uno del suministro (163, 103) de energía independiente de la red de distribución de cualquiera de la al menos una primera turbina eólica comprende
    un almacenamiento de energía eléctrica, en particular una batería, un acumulador, una batería de condensadores.
    15. Parque (100) eólico que comprende varias turbinas (101a, 101b, 101c, 113a, 113b, 115a, 115b, 115c, 115d) eólicas que pueden conectarse en un sistema (106) colector que puede conectarse a una red (109) de distribución eléctrica, estando adaptado el parque eólico para realizar un método según una de las reivindicaciones anteriores.
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