ES2948724T3 - Control de un parque eólico con turbinas eólicas que amortiguan las oscilaciones de torre - Google Patents
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Abstract
Se describe un método para controlar al menos una turbina eólica (103, 203) que tiene una torre de turbina eólica (102, 202) y está conectada a una red pública (125), comprendiendo el método: filtrar dinámicamente una potencia activa de la red pública (109, 209) en dependencia de una señal de amortiguación (111, 211) prevista para contrarrestar una oscilación de la torre de la turbina eólica (102, 202); y controlar la turbina eólica (103, 203) dependiendo de la potencia activa filtrada de la red pública (119). (Traducción automática con Google Translate, sin valor legal)
Description
DESCRIPCIÓN
Control de un parque eólico con turbinas eólicas que amortiguan las oscilaciones de torre
Campo de la invención
La presente invención se refiere a un método y a una disposición de control de al menos una turbina eólica que tiene una torre de turbina eólica y que está conectada a una red de distribución eléctrica. La presente invención se refiere además a una turbina eólica que tiene la disposición.
Antecedentes de la técnica
Una turbina eólica puede comprender una torre de turbina eólica y una góndola montada en la parte superior de la torre de turbina eólica que alberga un rotor principal en el que se conectan varias palas de rotor. El rotor principal está acoplado mecánicamente a un generador para producir energía eléctrica con la rotación del árbol de rotación. Durante el funcionamiento de la turbina eólica, pueden producirse oscilaciones de torre, incluyendo la oscilación hacia adelante y hacia atrás de la torre de turbina eólica. De manera convencional, se han propuesto métodos para amortiguar las oscilaciones de torre mediante la modulación de la producción de potencia activa con la frecuencia propia de las oscilaciones de torre. Sin embargo, se ha observado que, cuando la turbina eólica se controla y se restringe por el controlador de potencia activa a nivel de parque, la turbina eólica introducirá un error en la producción de potencia activa provocado por la amortiguación de torre. Por tanto, puede darse como resultado inestabilidad del control o puede verse obstaculizada la estabilidad de la red de distribución eléctrica. Debido a que la frecuencia propia de la torre (por ejemplo, de 0,21 Hz a 0,25 Hz) se encuentra dentro del intervalo de ancho de banda del controlador de retroalimentación de potencia activa a nivel de parque, el controlador a nivel de parque intentará contrarrestar la amortiguación de torre, lo que provocará más carga de fatiga en la turbina eólica y empujará potencialmente el controlador de amortiguación de torre a sus límites operativos.
Por tanto, puede existir la necesidad de un método y una disposición de control de al menos una turbina eólica de manera que pueda reducirse un error en la producción de potencia activa, mientras que las oscilaciones de torre se amortiguan de manera efectiva (por tanto, la amortiguación de la oscilación de torre es activa). Además, puede existir la necesidad de un método de control, en el que pueda mejorarse la estabilidad de la red de distribución y al mismo tiempo amortiguarse las oscilaciones de la torre de turbina eólica. Un ejemplo de soluciones de la técnica anterior está disponible en el documento US 2014/232198 A1.
Sumario de la invención
Esta necesidad puede satisfacerse por el contenido según las reivindicaciones independientes. Las realizaciones ventajosas de la presente invención se describen en las reivindicaciones dependientes.
Según una realización de la presente invención, se proporciona un método de control de al menos una turbina eólica que tiene una torre de turbina eólica y que está conectada a una red de distribución eléctrica, comprendiendo el método: filtrar dinámicamente una potencia activa de red de distribución eléctrica dependiendo de una señal de amortiguación proporcionada para contrarrestar una oscilación de la torre de turbina eólica; y controlar la turbina eólica dependiendo de la potencia activa filtrada de red de distribución eléctrica.
El método puede realizarse en parte o en su totalidad por un controlador de turbina eólica y/o en parte o en su totalidad por un controlador de parque eólico. Las realizaciones de la presente invención funcionan a nivel de turbina eólica y otras realizaciones de la presente invención funcionan a nivel de parque eólico. La potencia activa de red de distribución eléctrica puede obtenerse, por ejemplo, midiendo la potencia activa proporcionada por la turbina eólica o todo el parque eólico a la red de distribución eléctrica. Por tanto, pueden utilizarse equipos de medición, por ejemplo, instalados en o cerca de un punto de acoplamiento común o instalados entre el parque eólico y la red de distribución eléctrica.
El control de la turbina eólica puede comprender el suministro de una señal de control respectiva a un convertidor de la turbina eólica. El convertidor puede comprender varios conmutadores controlables, tales como IGBT, en los que pueden proporcionarse pares para cada fase en serie. El convertidor puede comprender una sección de CA-CC, un enlace de CC y una sección de CC-CA. El convertidor puede estar conectado entre el generador de la turbina eólica y el terminal de salida de la turbina eólica o un transformador de turbina eólica.
La señal de amortiguación está diseñada para contrarrestar una oscilación de la torre de turbina eólica, en particular una oscilación hacia adelante y hacia atrás de la torre de turbina eólica. La señal de amortiguación puede definir una señal de potencia activa suplementaria que se añade a nivel de turbina eólica, por ejemplo, a una referencia de potencia preliminar. Una o más oscilaciones propias de la torre de turbina eólica pueden contrarrestarse por la señal de amortiguación. Por tanto, la señal de amortiguación puede contener para una sola turbina eólica uno o más componentes de frecuencia o intervalos de frecuencia y que tienen información de amplitud correspondiente o
asociada. Si el método se realiza a nivel de parque, la señal de amortiguación puede comprender una combinación de señales de amortiguación de turbina eólica individuales. La señal de amortiguación puede comprender componentes de frecuencia en uno o más intervalos de frecuencia.
La potencia activa filtrada de red de distribución eléctrica puede tener disminuida la amplitud de los componentes de frecuencia que están comprendidos en la señal de amortiguación. Cuando la potencia activa de red de distribución eléctrica se filtra dependiendo de la señal de amortiguación, la señal de amortiguación no se considera en el método de control adicional como un error que un controlador necesita contrarrestar. Por tanto, la salida de la turbina eólica puede cumplir en un mejor grado con una referencia de potencia activa proporcionada externamente. Para controlar la turbina eólica, pueden proporcionarse uno o más controladores a nivel de parque y/o a nivel de turbina eólica. Según una realización de la presente invención, controlar la turbina eólica comprende: suministrar una primera diferencia de potencia activa entre una referencia de potencia activa definida externamente y la potencia activa filtrada de red de distribución eléctrica a un controlador de potencia activa; emitir, por parte del controlador de potencia activa, una referencia de potencia preliminar a al menos una turbina eólica.
La referencia de potencia activa definida externamente puede referirse, cuando el método se realiza a nivel de turbina eólica, a una salida de potencia activa deseada de la turbina eólica individual o única. Cuando el método se realiza a nivel de parque, la referencia de potencia activa definida externamente puede referirse a una salida de potencia activa deseada de parque eólico de todo el parque eólico.
La referencia de potencia preliminar se deriva por el controlador de potencia activa basándose en la primera diferencia de potencia activa suministrada. La referencia de potencia preliminar no se usa finalmente para controlar la turbina eólica, sino que a la referencia de potencia preliminar se le añade al menos la señal de amortiguación de la turbina eólica respectiva. Por tanto, se logra la amortiguación efectiva de las oscilaciones de torre de la turbina eólica respectiva, mientras que al mismo tiempo se cumple de una manera mejorada con la referencia de potencia activa definida externamente.
En esta realización, el controlador de potencia activa ya está dotado de una señal de diferencia de entrada a partir de la cual se reducen o incluso se eliminan los componentes de frecuencia de la señal de amortiguación.
Según otra realización de la presente invención, controlar la turbina eólica comprende: suministrar una segunda diferencia de potencia activa entre una referencia de potencia activa definida externamente y la potencia activa de red de distribución eléctrica a un controlador de potencia activa; emitir, por parte del controlador de potencia activa, una señal de control de la que se resta la potencia activa filtrada de red de distribución eléctrica con el fin de derivar una referencia de potencia preliminar que se suministra a al menos una turbina eólica.
La segunda diferencia de potencia activa se deriva, tal como se conoce de manera convencional, como una diferencia entre la referencia de potencia activa definida externamente y la potencia activa de red de distribución eléctrica (es decir, la señal sin filtrar). Según esta realización, la consideración de la señal de amortiguación se realiza a nivel de salida del controlador de potencia activa. Por tanto, también se evita contrarrestar la acción de amortiguación deseada.
Según una realización de la presente invención, el controlador de potencia activa está configurado para derivar la señal de control preliminar tal como para disminuir la diferencia de potencia activa. El controlador de potencia activa puede comprender, por ejemplo, un controlador PID o PI. El controlador de potencia activa puede haberse ajustado con el fin de derivar la salida respectiva de modo que la diferencia de entrada disminuya cada vez más. Por tanto, pueden utilizarse controladores conocidos de manera convencional.
Según una realización de la presente invención, filtrar dinámicamente la potencia activa de red de distribución eléctrica dependiendo de la señal de amortiguación comprende usar un filtro de eliminación de banda que reduce, en la potencia activa de red de distribución eléctrica, las amplitudes de los componentes de frecuencia de la señal de amortiguación, hasta entre el 0 % y el 10 %, en el que la señal de amortiguación comprende en particular componentes de frecuencia en un intervalo de entre 0,1 Hz y 1 Hz, en particular entre 0,2 Hz y 0,3 Hz.
El filtro de eliminación de banda puede configurarse para filtrar o al menos reducir los componentes de frecuencia de la señal de entrada respectiva en uno o más intervalos de frecuencia. El uno o más intervalos de frecuencia pueden determinarse basándose en la señal de amortiguación para cubrir aquellas frecuencias que están comprendidas en la señal de amortiguación. El intervalo puede definir un ancho de banda respectivo del filtro. El filtro puede comprender varios componentes de filtro cada uno para cada intervalo de frecuencia. Los intervalos de frecuencia respectivos se filtran en la potencia activa de red de distribución eléctrica. Los componentes de frecuencia en el intervalo entre 0,1 y 1 Hz son típicos para oscilaciones de torre. Por tanto, la señal de amortiguación que contrarresta las oscilaciones de torre respectivas se filtra de manera efectiva en la potencia activa filtrada de red de distribución eléctrica. Por tanto, el método todavía puede mejorarse con respecto a un mejor cumplimiento de la salida de potencia activa real de la turbina eólica con la referencia de potencia activa definida externamente.
Según una realización de la presente invención, el método comprende además generar, por parte de un controlador de amortiguación, la señal de amortiguación basándose en una señal de indicación de oscilación de torre, para contrarrestar al menos una oscilación hacia delante y hacia atrás de la torre de turbina eólica, en el que la señal de indicación de oscilación de torre se mide en particular mediante un acelerómetro.
La señal de indicación de oscilación de torre puede indicar la frecuencia y la amplitud de una o más oscilaciones de torre. La señal de amortiguación puede derivarse para que esté desfasada con respecto a la señal de indicación de oscilación de torre, con el fin de contrarrestar la oscilación de torre. Por ejemplo, cuando la torre se mueve hacia adelante y hacia atrás, en un lapso de tiempo durante el cual la torre se mueve hacia atrás, la carga del generador puede disminuir (lo que implica en particular reducir la salida de potencia activa). Cuando la torre de turbina eólica se mueve hacia adelante o está en una posición frontal de la oscilación hacia adelante y hacia atrás, puede desearse aumentar la carga (lo que implica aumentar la salida de potencia activa de la turbina eólica). De esta manera contrarrestante, la señal de amortiguación puede implicar modular la salida de potencia activa de la turbina eólica. El acelerómetro puede estar dispuesto en una góndola o en la torre de turbina eólica. Por tanto, se simplifica la implementación del método, incluyendo la utilización de equipos disponibles convencionalmente. Además, el controlador de amortiguación puede comprender un controlador PID o PI.
Según una realización de la presente invención, el método comprende además añadir, en cada turbina eólica, la señal de amortiguación respectiva a la referencia de potencia preliminar para obtener una señal de referencia de potencia activa de turbina eólica; y controlar la turbina eólica usando la señal de referencia de potencia activa de turbina eólica.
La referencia de potencia preliminar puede no estar diseñada para amortiguar oscilaciones de torre. En cambio, la señal de amortiguación respectiva está diseñada para contrarrestar la oscilación de torre. Por tanto, añadir la señal de amortiguación respectiva a la referencia de potencia preliminar da como resultado que la señal de referencia de potencia activa de turbina eólica provoque de manera efectiva la amortiguación de la oscilación de torre, así como que cumpla con la referencia de potencia activa definida externamente o deseada.
Según las realizaciones de la presente invención, pueden añadirse señales de control suplementarias adicionales para otros fines de control, tales como la reducción del rizado de par, etc.
Según una realización de la presente invención, el método comprende además filtrar la potencia activa filtrada de red de distribución eléctrica usando un filtro de transición activado por un transitorio detectado en la potencia activa de red de distribución eléctrica, derivándose la salida del filtro de transición como una suma ponderada de la potencia activa filtrada de red de distribución eléctrica y la potencia activa (sin filtrar) de red de distribución eléctrica. El filtro de transición puede proporcionarse para reducir un rizado que puede producirse después de un gran transitorio en la potencia activa de red de distribución medida. Por tanto, la potencia activa filtrada de red de distribución eléctrica y la potencia activa (sin filtrar) de red de distribución eléctrica se añaden de manera ponderada para obtener una señal compuesta que puede ser efectiva para reducir un rizado debido a un gran cambio en la potencia activa de red de distribución medida. El transitorio puede definirse según la aplicación particular. La detección de un transitorio puede definirse, por ejemplo, cuando la potencia activa de red de distribución eléctrica cambia en un lapso de tiempo particular más de un umbral. El umbral y la duración del lapso de tiempo pueden adaptarse según la aplicación particular. Por tanto, el método todavía puede mejorarse.
Según una realización de la presente invención, los coeficientes de ponderación suman uno y cambian con el tiempo transcurrido desde la aparición del transitorio. Por tanto, para cada transitorio, el filtro de transición se activa de nuevo y la suma ponderada se calcula desde la aparición del transitorio. Cuanto más tarde en aparecer el transitorio, mayor será la ponderación de la potencia activa filtrada de red de distribución eléctrica. Por tanto, puede lograrse un control suave, fiable y seguro de la turbina eólica.
Según una realización de la presente invención, el coeficiente de ponderación de la potencia activa de red de distribución eléctrica es más alto en (o inmediatamente o poco después de) la aparición del transitorio y luego disminuye con el tiempo hasta cero, en particular según una función exponencial. Por tanto, se habilita una implementación efectiva. Además, se logra una transición suave a la situación en la que no hay transitorios, ya que la salida del filtro de transición se acerca cada vez más a la potencia activa filtrada de red de distribución eléctrica que se utiliza cuando no se detectan transitorios en la potencia activa de red de distribución eléctrica.
Según una realización de la presente invención, el transitorio se detecta, si la potencia activa de red de distribución eléctrica cambia en más de un umbral de potencia activa, en particular entre el 5 % y el 20 % de una potencia nominal, durante un lapso de tiempo, en particular entre 0,1 s y 10 s. Según otras realizaciones, el umbral puede establecerse en diferentes valores.
Según otra realización de la presente invención, el método se realiza a nivel de parque, en el que el método está adaptado para controlar varias turbinas eólicas de un parque eólico, en el que la referencia de potencia activa definida externamente es una referencia de potencia activa de parque eólico definida externamente; en el que la
señal de amortiguación es una señal (suma) combinada de señales de amortiguación individuales de todas las turbinas eólicas, cada una proporcionada para contrarrestar una oscilación de una torre de turbina eólica respectiva, en el que la referencia de potencia activa preliminar está definiendo una referencia de potencia activa preliminar de parque eólico.
En este caso, la señal de amortiguación puede ser la suma de las señales de amortiguación individuales de todas las turbinas eólicas. Esta suma de las señales de amortiguación individuales puede comprender varios componentes de frecuencia que pueden encontrarse dentro de uno o más intervalos de frecuencia. El filtrado respectivo puede implicar la reducción de la amplitud de las frecuencias en estos uno o más intervalos de frecuencia.
Sin embargo, según otra realización, el método puede realizarse individualmente para cada turbina eólica del parque eólico. En este caso, la referencia de potencia activa definida externamente puede tener el significado de una referencia de potencia activa de turbina eólica definida externamente. La señal de amortiguación puede ser la señal de amortiguación de la turbina eólica considerada. La señal de control preliminar puede definir una referencia de potencia activa preliminar de turbina eólica. La potencia activa de red de distribución eléctrica puede estar relacionada con la salida de potencia activa real de la turbina eólica considerada.
Según esta realización, el método puede comprender además dividir la referencia de potencia activa preliminar de parque eólico en varias referencias de potencia preliminares para todas las turbinas eólicas.
Por tanto, cada turbina eólica puede recibir una referencia de potencia preliminar respectiva que no interfiere con un controlador de amortiguación que puede estar comprendido en y está funcionando dentro de la turbina eólica para amortiguar oscilaciones de torre.
Debe entenderse que las características, individualmente o en cualquier combinación, dadas a conocer, descritas, explicadas o aplicadas para un método de control de al menos una turbina eólica que tiene una torre de turbina eólica también son aplicables, individualmente o en cualquier combinación, a una disposición para controlar al menos una turbina eólica que tiene una torre de turbina eólica según una realización de la presente invención, y viceversa.
Según una realización de la presente invención, se proporciona una disposición para controlar al menos una turbina eólica que tiene una torre de turbina eólica y que está conectada a una red de distribución eléctrica, comprendiendo el método: un filtro de eliminación de banda adaptado para filtrar dinámicamente una potencia activa de red de distribución eléctrica dependiendo de una señal de amortiguación proporcionada para contrarrestar una oscilación de la torre de turbina eólica; y un controlador adaptado para controlar la turbina eólica dependiendo de la potencia activa filtrada de red de distribución eléctrica.
La disposición puede estar comprendida en parte o en su totalidad en un controlador de parque eólico y/o un controlador de turbina eólica. La disposición puede comprender componentes de hardware y componentes de software.
Según una realización de la presente invención, se proporciona además una turbina eólica que comprende una torre de turbina eólica y una disposición según la realización anterior.
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. La invención se describirá con más detalle a continuación en el presente documento con referencia a ejemplos de realización, pero a los que la invención no se limita.
Breve descripción de los dibujos
A continuación se describen realizaciones de la presente invención con referencia a los dibujos adjuntos. La invención no se limita a las realizaciones ilustradas o descritas.
La figura 1 ilustra esquemáticamente un parque eólico que comprende una disposición para controlar al menos una turbina eólica que tiene una torre de turbina eólica según una realización de la presente invención;
la figura 2 ilustra esquemáticamente una turbina eólica según una realización de la presente invención;
las figuras 3, 4 y 5 ilustran gráficos que muestran el rendimiento de un método de control según la presente invención y la técnica anterior.
Descripción detallada
La ilustración en los dibujos está en forma esquemática. Se observa que, en las figuras 1 y 2, a los elementos similares o idénticos en estructura y/o función se les proporcionan los mismos signos de referencia o signos de
referencia que difieren únicamente en el primer dígito. Una descripción de un elemento no descrito en una realización puede tomarse de una descripción de este elemento con respecto a otra realización.
El parque 100 eólico ilustrado esquemáticamente en la figura 1 comprende varias turbinas 103 eólicas y un controlador 105 a nivel de parque como implementación de una disposición para controlar al menos una turbina eólica que tiene una torre de turbina eólica según una realización de la presente invención. La disposición 105 comprende un filtro 107 de eliminación de banda que está adaptado para filtrar dinámicamente una potencia 109 activa de red de distribución eléctrica dependiendo de una señal 111 de amortiguación proporcionada para contrarrestar una oscilación de una torre de turbina eólica respectiva de todas las turbinas 103 eólicas. La señal 111 de amortiguación es la suma de las señales 110 de amortiguación individuales de turbina eólica de las turbinas eólicas individuales.
La disposición 105 comprende además un equipo de control que incluye en particular un controlador 113 de potencia activa y un distribuidor 115 de potencia activa que representa una implementación de un controlador 117 que está adaptado para controlar las turbinas 103 eólicas dependiendo de la potencia 119 activa filtrada de red de distribución eléctrica que se emite por el filtro 107 de eliminación de banda dependiendo de la potencia 109 activa medida de red de distribución y de la señal 111 de amortiguación. El parque 100 eólico comprende además un transformador 121 de turbina eólica y comprende un equipo 123 de medición de red de distribución para medir la potencia 109 activa de red de distribución eléctrica. Durante el funcionamiento normal, las turbinas 103 eólicas proporcionan energía eléctrica a través del transformador 121 de parque eólico a una red 125 de distribución eléctrica.
En la realización tal como se ilustra en la figura 1, la disposición 105 comprende además un filtro 127 de transición que puede activarse por un transitorio detectado de la potencia activa de red de distribución eléctrica. Por tanto, el filtro de transición también recibe la potencia 109 activa de red de distribución eléctrica y detecta si ha aparecido un transitorio. El transitorio puede implicar un gran cambio en la potencia 109 activa de red de distribución eléctrica en un intervalo de tiempo particular. El filtro 109 de transición recibe además como entrada la potencia 119 activa filtrada de red de distribución eléctrica como salida del filtro 107 de eliminación de banda. El filtro 127 de transición deriva una suma ponderada de la potencia 119 activa filtrada de red de distribución eléctrica y la potencia 109 activa (sin filtrar) de red de distribución eléctrica y emite la suma 129 ponderada (por ejemplo, como potencia activa de red de distribución del controlador), suministrándola a un elemento 131 de diferencia. Por tanto, el elemento 131 de diferencia calcula una primera diferencia 133 de potencia activa entre una referencia 135 de potencia activa definida externamente y la suma 129 ponderada emitida por el filtro 127 de transición.
La primera diferencia 133 de potencia activa se suministra al controlador 113 de potencia activa que emite, basándose en ella, una referencia 136 de potencia preliminar, en este caso una referencia de potencia preliminar de parque eólico. Esta referencia 136 de potencia preliminar de parque eólico se suministra a un distribuidor 115 de potencia activa que divide la referencia 136 de potencia activa de parque eólico en varias referencias 137 de potencia preliminares para todas las turbinas eólicas.
Tal como se representa en la figura 1, el controlador 105 a nivel de parque solicita la frecuencia de amortiguación de torre y las amplitudes de la turbina (por ejemplo, como señal 111 de amortiguación). La frecuencia y el ancho de banda resultantes se calculan en el controlador 105 a nivel de parque en línea y se usan en un filtro 107 de eliminación de banda dinámico para eliminar la frecuencia de amortiguación de torre resultante de la retroalimentación de potencia activa medida al controlador 113 de retroalimentación de potencia activa a nivel de parque.
Si hay un gran transitorio en la potencia activa medida de red de distribución, el filtro 107 de eliminación de banda podría introducir un rizado en la potencia 119 activa filtrada de red de distribución. Por tanto, se introduce un filtro 127 de transición para combinar la potencia activa filtrada de red de distribución y la potencia activa medida de red de distribución (señales 109 y 119) con diferentes pesos wA y wB de manera que la suma 129 ponderada (también denominada potencia activa de red del controlador) viene dada por
potencia activa de red de distribución del controlador = wA * potencia activa filtrada de red de distribución (señal 119) wB * potencia activa de red de distribución (señal 109)
siendo
wA wB = 1
Cuando se detecta un gran cambio en la potencia 9 activa medida de red de distribución, wB = 1 y wA = 0 y wB irá hacia 0 a través de una función matemática tal como: wB = exp(-X*t).
Por tanto, la suma 29 ponderada (potencia activa de red de distribución del controlador) viene dada por potencia activa de red de distribución del controlador = (1 - exp(-X*t)) * potencia activa filtrada de red de distribución exp(-X*t) * potencia activa de red de distribución
En este caso, t aumentará a lo largo del tiempo (desde la aparición del transitorio) y X se selecciona de manera que se genere un rizado mínimo en las respuestas transitorias y el tiempo de establecimiento del filtro esté dentro de un tiempo razonable.
La figura 2 ilustra esquemáticamente una turbina 203 eólica según otra realización, en la que la disposición 205 está comprendida en la turbina 203 eólica. La disposición 205 recibe una potencia 209 activa medida de red de distribución eléctrica. Además, el controlador 205 recibe una señal 211 de amortiguación de un controlador 239 de amortiguación también comprendido en la turbina 203 eólica. La disposición 205 tiene similitud con la disposición 105 ilustrada en la figura 1. Un filtro de eliminación de banda deriva de la potencia 209 activa de red de distribución eléctrica y la señal 211 de amortiguación de una potencia activa filtrada de red de distribución eléctrica activa. La potencia activa filtrada de red de distribución eléctrica se resta entonces de la potencia activa de red de distribución eléctrica y se suministra a un controlador de potencia activa (similar al controlador 113 de potencia activa ilustrado en la figura 1) que deriva del mismo una referencia 237 de potencia activa preliminar.
La señal 211 de amortiguación se añade a la referencia 237 de potencia preliminar. La salida del elemento 241 de adición es la señal 243 de referencia de potencia activa de turbina eólica. Esta señal se suministra a un convertidor 245 que está conectado al generador 247 que está conectado al árbol 249 de rotación principal en el que están conectadas varias palas 251 de rotor. Por tanto, la señal 243 de referencia de potencia activa está adaptada para amortiguar de manera efectiva las oscilaciones de torre de la torre 202 de la turbina 203 eólica, así como para cumplir con la referencia 209 de potencia activa definida externamente que define la potencia activa deseada de la salida de potencia activa de turbina eólica.
La disposición 205 recibe una referencia 235 de potencia activa de turbina eólica definida externamente (una implementación de una referencia de potencia activa definida externamente). El controlador 239 de amortiguación recibe una señal 246 de indicación de oscilación de un acelerómetro instalado en la góndola 210.
Las figuras 3 y 4 indican resultados de medición según la técnica anterior y según la presente invención o según una realización de la presente invención, respectivamente, en las que las abscisas 3 indican el número de muestra o el tiempo, mientras que las ordenadas 4 indican la salida de potencia en megavatios.
La figura 3 muestra, para el método de control convencional, la referencia 35 de potencia activa de turbina eólica tal como se deriva de un controlador de parque eólico convencional y la salida 38 de potencia activa de turbina como salida de la turbina eólica respectiva. Tal como puede observarse a partir de la figura 3, la referencia 35 de potencia activa de turbina eólica comprende un comportamiento oscilante que tiene la misma frecuencia que la salida 38 de potencia activa, pero que está desfasada. Por tanto, ambas señales se contrarrestan entre sí.
En la figura 4, según una realización de la presente invención, también se ilustra la referencia de potencia activa de turbina eólica, en particular la referencia 37 de potencia activa preliminar, así como la salida 38 de potencia activa real de las turbinas eólicas. Puede observarse que la referencia 37 de potencia activa preliminar no comprende un comportamiento oscilante como la curva convencional tal como se ilustra en la figura 3. Sin embargo, la salida 38 de potencia activa real de la turbina eólica comprende un comportamiento oscilante que provoca una amortiguación efectiva de las oscilaciones de torre.
La figura 5 ilustra un gráfico que tiene la abscisa 3 que indica el número de muestra o el tiempo y que tiene una ordenada 4 que indica la potencia. La curva 60 indica la referencia de potencia activa de turbina eólica, mientras que la curva 62 indica la potencia activa de turbina. Estos datos se han obtenido después de un reinicio del filtro 27 de transición. Puede observarse que la referencia 60 de potencia activa de turbina disminuye rápidamente a valores pequeños. Por tanto, los rizados se evitan o al menos se reducen de manera efectiva.
Las realizaciones de la presente invención pueden incluir las siguientes características o lograr las siguientes ventajas:
- El controlador a nivel de parque que usa la frecuencia de amortiguación de torre y las amplitudes de la turbina evita contrarrestar la amortiguación de torre, lo que permitirá que el controlador de amortiguación de torre funcione dentro de su intervalo dinámico completo para contrarrestar las oscilaciones de torre, lo que provocará menos fatiga en la turbina y prolongará la vida útil de la turbina.
- El controlador de potencia activa a nivel de parque no experimentará un error adicional provocado por la amortiguación de torre en la turbina que no puede controlarse desde el nivel de parque, lo que hace posible diseñar un controlador de potencia activa a nivel de parque con un intervalo de funcionamiento más estrecho que permitirá menos rebasamiento de potencia activa, lo que mejorará el cumplimiento de los códigos de red de distribución y la protección de los equipos de transmisión, tales como los transformadores de alta tensión. El alcance de la presente invención se define en las reivindicaciones adjuntas.
Claims (15)
1. Método de control de al menos una turbina (103, 203) eólica que tiene una torre (102, 202) de turbina eólica y que está conectada a una red (125) de distribución eléctrica, comprendiendo el método:
filtrar dinámicamente una potencia (109, 209) activa de red de distribución eléctrica dependiendo de una señal (111, 211) de amortiguación proporcionada para contrarrestar una oscilación de la torre (102, 202) de turbina eólica; y
controlar la turbina (103, 203) eólica dependiendo de la potencia (119) activa filtrada de red de distribución eléctrica.
2. Método según la reivindicación 1, en el que controlar la turbina eólica comprende:
suministrar una primera diferencia (133) de potencia activa entre una referencia (135) de potencia activa definida externamente y la señal (119, 129) derivada de potencia activa filtrada de red de distribución eléctrica a un controlador (113) de potencia activa;
emitir, por parte del controlador (113) de potencia activa, una referencia (136, 137) de potencia preliminar a al menos una turbina eólica.
3. Método según la reivindicación 2, en el que controlar la turbina eólica comprende:
suministrar una segunda diferencia de potencia activa entre una referencia (235) de potencia activa definida externamente y la potencia (209) activa de red de distribución eléctrica a un controlador de potencia activa; emitir, por parte del controlador de potencia activa, una señal de control de la que se resta la potencia activa filtrada de red de distribución eléctrica con el fin de derivar una referencia (127) de potencia preliminar que se suministra a al menos una turbina eólica.
4. Método según una de las reivindicaciones anteriores 2 y 3, en el que el controlador (113) de potencia activa está configurado para derivar la señal (136, 137) de control preliminar tal como para disminuir la primera diferencia (133) de potencia activa.
5. Método según una de las reivindicaciones anteriores, en el que filtrar dinámicamente la potencia activa de red de distribución eléctrica dependiendo de la señal de amortiguación comprende usar un filtro (7) de eliminación de banda que reduce, en la potencia (109) activa de red de distribución eléctrica, las amplitudes de los componentes de frecuencia de la señal (111) de amortiguación, hasta entre el 0 % y el 10 %, en el que la señal (111) de amortiguación comprende en particular componentes de frecuencia en un intervalo de entre 0,1 Hz y 1 Hz, en particular entre 0,2 Hz y 0,3 Hz.
6. Método según una de las reivindicaciones anteriores, que comprende además:
generar, por parte de un controlador (239) de amortiguación, la señal (211) de amortiguación basándose en una señal (246) de indicación de oscilación de torre, para contrarrestar al menos una oscilación hacia delante y hacia atrás de la torre de turbina eólica,
en el que la señal (246) de indicación de oscilación de torre se mide en particular mediante un acelerómetro (248).
7. Método según una de las reivindicaciones anteriores, que comprende además:
añadir (241), en cada turbina (203) eólica, la señal (211) de amortiguación respectiva a la referencia (237) de potencia preliminar para obtener una señal (243) de referencia de potencia activa de turbina eólica; controlar la turbina (203) eólica usando la señal (243) de referencia de potencia activa de turbina eólica.
8. Método según una de las reivindicaciones anteriores, que comprende además:
filtrar la potencia (119) activa filtrada de red de distribución eléctrica usando un filtro (127) de transición activado por un transitorio detectado en la potencia (109) activa de red de distribución eléctrica, derivándose la salida (129) del filtro de transición como una suma ponderada de la potencia (119) activa filtrada de red de distribución eléctrica y la potencia (109) activa de red de distribución eléctrica.
9. Método según la reivindicación 8, en el que los coeficientes de ponderación suman uno y cambian con el
tiempo transcurrido desde la aparición del transitorio.
10. Método según la reivindicación 8 ó 9, en el que el coeficiente de ponderación de la potencia (109) activa de red de distribución eléctrica es el más alto cuando aparece el transitorio y luego disminuye con el tiempo hasta cero, en particular según una función exponencial.
11. Método según una de las reivindicaciones anteriores 8 a 10, en el que el transitorio se detecta, si la potencia activa de red de distribución eléctrica cambia en más de un umbral de potencia activa, en particular entre el 5 % y el 20 % de una potencia nominal, durante un lapso de tiempo, en particular entre 0,1 s y 10 s.
12. Método según una de las reivindicaciones anteriores,
en el que el método está adaptado para controlar varias turbinas (103) eólicas de un parque (1) eólico, en el que la referencia de potencia activa definida externamente es una referencia (135) de potencia activa de parque eólico definida externamente;
en el que la señal (111) de amortiguación es una señal combinada de señales (110) de amortiguación individuales de todas las turbinas eólicas, proporcionada cada una para contrarrestar una oscilación de una torre de turbina eólica respectiva,
en el que la referencia de potencia activa preliminar está definiendo una referencia (136) de potencia activa preliminar de parque eólico.
13. Método según una de las reivindicaciones anteriores, que comprende además:
dividir la referencia (136) de potencia activa preliminar de parque eólico en varias referencias (137) de potencia preliminares para todas las turbinas (103) eólicas.
14. Disposición (105, 205) para controlar al menos una turbina eólica que tiene una torre de turbina eólica y que está conectada a una red de distribución eléctrica, comprendiendo la disposición:
un filtro (107) de eliminación de banda adaptado para filtrar dinámicamente una potencia (109) activa de red de distribución eléctrica dependiendo de una señal (111) de amortiguación proporcionada para contrarrestar una oscilación de la torre de turbina eólica; y
un controlador (113) adaptado para controlar la turbina eólica dependiendo de la potencia activa filtrada de red de distribución eléctrica.
15. Turbina (203) eólica que comprende:
una torre (202) de turbina eólica; y
una disposición (205) según la reivindicación anterior.
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