ES2962987T3 - Planta de energía fotovoltaica y método de control secundario de la misma - Google Patents
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Abstract
Una planta de energía fotovoltaica y un método de control de modulación de frecuencia secundaria para la misma. La planta de energía fotovoltaica comprende una estación de energía fotovoltaica y un sistema de control de energía activo, en donde la estación de energía fotovoltaica comprende una matriz fotovoltaica y un inversor fotovoltaico, utilizándose el inversor fotovoltaico para convertir directa -energía eléctrica actual generada por el conjunto fotovoltaico en energía eléctrica de corriente alterna; y el sistema de control de potencia activa se utiliza para realizar la asignación de potencia en el inversor fotovoltaico basándose en un valor de instrucción AGC de control de potencia cuando los datos de funcionamiento de la planta de energía fotovoltaica cumplen una condición de modulación de frecuencia secundaria preestablecida, y ajustando una salida de potencia activa del Inversor fotovoltaico basado en un valor de instrucción AGC del inversor fotovoltaico sujeto a asignación de energía. La central fotovoltaica puede mejorar la precisión del control de energía y la estabilidad de un sistema eléctrico. (Traducción automática con Google Translate, sin valor legal)
Description
DESCRIPCIÓN
Planta de energía fotovoltaica y método de control secundario de la misma
Campo técnico
La presente descripción se refiere al campo del control de potencia de un sistema de potencia y, en particular, a una planta de energía fotovoltaica y un método para controlar una modulación de frecuencia secundaria de la misma.Antecedentes
Con una tasa de penetración creciente de unidades de generación de potencia de nuevas energías, el acceso centralizado de estaciones de campo de nuevas energías a gran escala ha traído nuevos desafíos para la operación segura, estable y eficiente de sistemas de potencia. En la operación práctica de la red eléctrica, las microcomponentes de la frecuencia de la red, que son cambios pequeños y cortos, se causan en un caso en el que el consumo de energía no coincida con el suministro de energía. La fluctuación de la frecuencia de la red normalmente se puede corregir por la unidad de generación de potencia ajustando su frecuencia. Tal proceso se llama modulación de frecuencia primaria de la unidad de generación de potencia. La modulación de frecuencia secundaria se refiere a un método de modulación de frecuencia que se usa en un caso en el que haya un gran cambio en una carga o potencia de salida del sistema de potencia y la modulación de frecuencia primaria no pueda restaurar la frecuencia a un intervalo predeterminado.
Los requisitos sobre la modulación de frecuencia de una unidad de generación de energía térmica tradicional son los siguientes.
Para la modulación de frecuencia primaria, el tiempo de retardo de respuesta de la unidad de generación de energía térmica que participa en la modulación de frecuencia primaria debería ser menor que 3 segundos, y la duración de la fluctuación de frecuencia ser menor que 1 minuto.
Para la modulación de frecuencia secundaria, la duración de la fluctuación de frecuencia es de unos pocos minutos. En un caso en el que la central de campo de nuevas energías participe en el control de la modulación de frecuencia del sistema de potencia, se requiere que la central de energía fotovoltaica satisfaga una demanda de potencia limitada en tiempo real. Esto es, una potencia activa emitida desde la central de energía fotovoltaica es mayor que un umbral límite inferior de la potencia activa, de modo que la central de campo de nuevas energías tenga potencia reservada para el almacenamiento de energía.
Generalmente, para tal demanda de red, la modificación se hace sobre la base de una plataforma de gestión de energía original, o la potencia activa se controla usando la plataforma de gestión de energía. Por ejemplo, el documento CN 107026461 A se refiere a un método de control coordinado de energía rápida para una central de nuevas energías que participa en una modulación de frecuencia, donde está conectado un sistema de control coordinado de potencia de tres capas que comprende un sistema de control de estabilidad, un dispositivo de control de coordinación de potencia y una unidad de generación de potencia de nuevas energías; el dispositivo de control de coordinación de potencia recibe un comando de ajuste de voltaje de potencia enviado desde el sistema de control de estabilidad, el centro de despacho, o un comando de ajuste de voltaje de potencia generado mediante cálculo local, el comando de ajuste de voltaje de potencia se descompone en comandos activos y reactivos y se envía a cada nueva energía a través del fast ethemet. La unidad de generación de potencia realiza la respuesta de ajuste de potencia activa y reactiva de toda la central y participa en la modulación de frecuencia primaria del sistema de potencia. No obstante, el control de potencia tiene baja precisión y el sistema de potencia tiene escasa estabilidad.
Compendio
La invención proporciona una planta de energía fotovoltaica según la reivindicación 1 y un método para controlar el control secundario de una planta de energía fotovoltaica según la reivindicación 7. Las realizaciones preferidas se definen en las reivindicaciones dependientes.
En base a la planta de energía fotovoltaica y el método para controlar la frecuencia secundaria de la misma según las realizaciones de la presente descripción, en un caso en el que la planta de energía fotovoltaica cumpla la condición para la modulación de frecuencia secundaria, según el valor de comando de AGC emitido por la red, el valor de comando de AGC se asigna por igual entre todos los no puntos de referencia. Después de asignar por igual el valor de comando de AGC, la potencia de salida de los no puntos de referencia se ajusta de nuevo, logrando por ello beneficios. Los beneficios incluyen, pero no se limitan a: se optimiza la medición con limitación de potencia de la segunda modulación de frecuencia, que se basa en las demandas del requisito de modulación de frecuencia primaria; el control de potencia de campo completo de la central de energía fotovoltaica tiene una velocidad de respuesta rápida y una alta precisión, y se mejora aún más la estabilidad del sistema de potencia.
Breve descripción de los dibujos
Para una ilustración más clara de las soluciones técnicas según las realizaciones de la presente descripción, de aquí en adelante se describen brevemente los dibujos a ser aplicados en las realizaciones de la presente descripción o las técnicas convencionales. Otros dibujos se pueden obtener por los expertos en la técnica en base a los dibujos proporcionados sin esfuerzos creativos.
La Figura 1 es un diagrama esquemático de una estructura de bastidor de una planta de energía fotovoltaica según una realización de la presente descripción;
la Figura 2 es un diagrama esquemático de una estructura topográfica de una planta de energía fotovoltaica según una realización de la presente descripción;
la Figura 3 es un diagrama esquemático estructural de un controlador de nivel de campo según una realización de la presente descripción;
la Figura 4 es un diagrama esquemático estructural de una planta de energía fotovoltaica según otra realización de la presente descripción; y
la Figura 5 es un diagrama de flujo de un método para controlar la modulación de frecuencia secundaria según una realización de la presente descripción.
Descripción detallada de las realizaciones
De aquí en adelante, se describen en detalle características de cada aspecto y las realizaciones ejemplares de la presente descripción. Para hacer más claro el objeto, las soluciones técnicas y las ventajas de la presente descripción, de aquí en adelante la presente descripción se describe en detalle junto con los dibujos y las realizaciones. Se debería apreciar que las realizaciones específicas solamente pretenden ilustrar la presente descripción en lugar de limitar la presente descripción. Para los expertos en la técnica, la presente descripción se puede implementar sin algunos de los detalles específicos. La siguiente descripción de las realizaciones solamente se pretende que muestre ejemplos de la presente descripción, para facilitar una mejor comprensión de la presente descripción.
Se debería señalar que, los términos de relación tales como “primero”, “segundo” y similares solamente se usan en la presente memoria para distinguir una entidad u operación de otra, más que necesitar o implicar que existe una relación u orden real entre las entidades u operaciones. Además, los términos tales como “incluyen”, “comprenden” o cualquier otra variante de los mismos significa que no son excluyentes. Por lo tanto, un proceso, un método, un artículo o un dispositivo que incluye una serie de elementos incluye no solamente los elementos descritos sino también otros elementos que no están claramente enumerados, o incluye además elementos inherentes del proceso, el método, el artículo o el dispositivo. A menos que se limite expresamente, la declaración “que incluye un...” no excluye el caso de que puedan existir otros elementos similares en el proceso, el método, el artículo o el dispositivo distintos de los elementos enumerados.
Para una mejor comprensión de la presente descripción, de aquí en adelante se describen en detalle las realizaciones de la presente descripción junto con los dibujos. Se debería señalar que las realizaciones no se pretende que limiten el alcance de la presente descripción.
Como se muestra en la Figura 1, según una realización, una planta de energía fotovoltaica puede incluir una central de energía fotovoltaica y un sistema de control de potencia activa. La central de energía fotovoltaica incluye agrupaciones fotovoltaicas 111 e inversores fotovoltaicos 112. Los inversores fotovoltaicos 112 están conectados a sus respectivas unidades de generación de energía fotovoltaica 10 en la agrupaciones fotovoltaicas 111. Los inversores fotovoltaicos 112 están configurados para convertir la energía eléctrica de corriente continua generada por las múltiples agrupaciones fotovoltaicas 111 en energía eléctrica de corriente alterna. Se puede usar una central de elevación para elevar un voltaje de la energía eléctrica de corriente alterna convertida y entregar la energía eléctrica de corriente alterna de alto voltaje obtenida por el proceso de elevación de voltaje a una red eléctrica. El sistema de control de potencia activa está configurado para, en un caso en el que una frecuencia en un punto de conexión a la red de la planta de energía fotovoltaica cumpla una condición de desencadenamiento preestablecida para la modulación de frecuencia primaria, determinar las cantidades de variación de potencia activa de una sola unidad en base al estado operativo de los inversores fotovoltaicos 112, y controlar la planta de energía fotovoltaica para realizar la modulación de frecuencia primaria. Específicamente, la potencia activa emitida por cada inversor fotovoltaico 112 se ajusta en base al estado operativo del inversor fotovoltaico.
El sistema de control de potencia activa está configurado además para realizar, en base a un valor de comando de AGC de control de potencia, la asignación de potencia en los inversores fotovoltaicos en un caso en el que los datos operativos de la planta de energía fotovoltaica cumplan una condición preestablecida para la modulación de frecuencia secundaria, y ajustar la potencia activa emitida por los inversores fotovoltaicos en base a los valores de comando de AGC de los inversores fotovoltaicos después de la asignación de potencia.
En la realización de la presente descripción, el sistema de control de potencia activa ajusta, usando un esquema de control centralizado, la potencia activa emitida a toda la red. En un caso en el que se cumplan los requisitos sobre la modulación de frecuencia primaria de la planta de energía fotovoltaica, la potencia activa emitida desde cada inversor fotovoltaico se puede controlar en base al comando de control automático de generación, AGC, para alcanzar la modulación de frecuencia secundaria. El control de campo completo en la planta de energía fotovoltaica es rápido y tiene una alta precisión, aumentando por ello la estabilidad del sistema y mejorando la facilidad de conexión a la red de la energía eólica.
Se debería señalar que la planta de energía fotovoltaica según la realización de la presente descripción no incluye un aparato de almacenamiento de energía, y la salida activa de los inversores fotovoltaicos se controla por el sistema de control de potencia activa.
Se hace referencia además a la Figura 1. En una realización, el sistema de control de potencia activa incluye un controlador de nivel de campo 121 y módulos de modulación de frecuencia de una sola unidad 122.
El controlador de nivel de campo 121 está configurado para realizar, en base al valor de comando de AGC, la asignación de potencia entre los inversores fotovoltaicos 112 en un caso en el que los datos operativos de la planta de energía fotovoltaica cumplan la condición para la modulación de frecuencia secundaria, y generar un comando de ajuste de potencia correspondiente para los inversores fotovoltaicos 112 que, después de la asignación de potencia, cumplen una condición preestablecida para el ajuste del valor de comando.
Los módulos de modulación de frecuencia de una sola unidad 122 están conectados a sus respectivos inversores fotovoltaicos 112. Los módulos de modulación de frecuencia de una sola unidad 122 están configurados para ajustar, en base a los valores de comando de AGC y el comando de ajuste de potencia, la potencia activa emitida por los inversores fotovoltaicos 112.
Cada módulo de modulación de frecuencia de una sola unidad 122 incluye una interfaz de comunicación de una sola unidad y un controlador fotovoltaico.
La interfaz de comunicación de una sola unidad está conectada al controlador de nivel de campo 121. La interfaz de comunicación de una sola unidad está configurada para recibir el valor de comando de AGC y el comando de ajuste de potencia desde el controlador de nivel de campo 121, y enviar el valor de comando de AGC recibido y el comando de ajuste de potencia al inversor fotovoltaico a ser modulado correspondiente.
El controlador fotovoltaico está configurado para ajustar, en base al valor del comando de AGC y el comando de ajuste de potencia, la potencia activa emitida por el inversor fotovoltaico a ser modulado correspondiente según un tamaño de paso de ajuste de potencia preestablecido y una tasa de ajuste preestablecida.
Como se muestra en la Figura 2, en una central de energía fotovoltaica según una realización, cada inversor fotovoltaico (no mostrado en la figura) está conectado a una unidad de generación de energía fotovoltaica correspondiente en una agrupación fotovoltaica. Cada inversor fotovoltaico convierte la energía eléctrica de corriente continua generada por la agrupación fotovoltaica conectada a él en energía eléctrica de corriente alterna. La energía eléctrica de corriente alterna convertida se converge en un bus fotovoltaico. El bus fotovoltaico transmite, a través de un cable conectado con un bus de bajo voltaje, la energía eléctrica de corriente alterna al bus de bajo voltaje. El bus de bajo voltaje está conectado, a través de una central de elevación, a un bus de alto voltaje. La energía eléctrica de corriente alterna en el bus de bajo voltaje se eleva a energía eléctrica de corriente alterna para cumplir los requisitos de la red eléctrica, y se proporciona a la red a través de un punto de conexión a la red en el bus de alto voltaje. Se hace referencia además a la Figura 2. El controlador de nivel de campo 121 del sistema de control de potencia activa se puede conectar a cada módulo de modulación de frecuencia de una sola unidad 122 a través de fibras ópticas. El controlador de nivel de campo 121 sirve como plataforma de gestión de energía refinada, monitoriza los datos operativos de la planta de energía fotovoltaica en tiempo real, determina en base a los datos operativos monitorizados si los datos operativos de la planta de energía fotovoltaica cumplen la condición preestablecida para la modulación de frecuencia secundaria, asigna valores de comando de AGC de una sola unidad razonablemente en un caso en el que la condición preestablecida para la modulación de frecuencia secundaria se cumpla, y envía, a través de las fibras ópticas, un valor de comando de AGC de una sola unidad y el comando de ajuste de potencia a cada módulo de modulación de frecuencia de una sola unidad 122. Por ello, cada módulo de modulación de frecuencia de una sola unidad 122 puede responder rápidamente al valor de comando de AGC de una sola unidad y al comando de ajuste de potencia. Los inversores fotovoltaicos participan en el control de potencia de toda la planta de energía fotovoltaica en su mayor parte, lo que tiene una alta velocidad de respuesta y precisión para mantener la estabilidad del sistema de potencia.
En una realización de la presente descripción, la condición para la modulación de frecuencia secundaria de la planta de energía fotovoltaica incluye cualquiera de las siguientes condiciones:
una diferencia entre un valor de comando de control de potencia total actual y el último valor de comando de control de potencia total es mayor que un primer umbral de limitación de potencia preestablecido; un intervalo de tiempo entre un momento cuando se realiza la asignación de potencia actual y un momento cuando se realiza la última asignación de potencia es mayor que un primer umbral de tiempo; o, una diferencia entre un valor de comando de AGC total actual y un valor de potencia activa del punto de conexión a la red de la planta de energía fotovoltaica es menor que un segundo umbral de limitación de potencia preestablecido, donde el valor de comando de AGC total se calcula sumando los valores de comando de AGC de una sola unidad para todos los no puntos de referencia.
Como se muestra en la Figura 3, en una realización, el controlador de nivel de campo 121 puede incluir un aparato de asignación de potencia de modulación de frecuencia secundaria 310 y un aparato de ajuste de valor de comando de AGC 320.
El aparato de asignación de potencia de modulación de frecuencia secundaria 310 está configurado para seleccionar, en base a la potencia activa detectada emitida por los inversores fotovoltaicos, una manera de asignación correspondiente para realizar la asignación de potencia entre los no puntos de referencia de los inversores fotovoltaicos, en un caso en el que los datos operativos de la planta de energía fotovoltaica cumplan la condición preestablecida para la modulación de frecuencia secundaria.
En una realización, el aparato de asignación de potencia de modulación de frecuencia secundaria 310 incluye un primer módulo de asignación de valor de comando 311 y un segundo módulo de asignación de valor de comando 312.
El primer módulo de asignación de valor de comando 311 está configurado para enviar, en un caso en el que los datos operativos de la planta de energía fotovoltaica cumplan una condición para la asignación directa del valor de comando de AGC, un primer valor de comando de AGC de una sola unidad para los no puntos de referencia que cumplen la condición para asignación directa.
En una realización, la condición para la asignación directa del valor de comando incluye cualquiera de las siguientes condiciones: la potencia activa en el punto de conexión a la red de la planta de energía fotovoltaica es menor que un umbral límite inferior preestablecido de la potencia activa en el punto de conexión a la red; cada uno de los puntos de referencia de los inversores fotovoltaicos está en un estado de fallo; o bien, los datos operativos en el punto de conexión a la red no cumplen la condición para la modulación de frecuencia secundaria.
En una realización, en un caso en el que la potencia activa emitida por toda la planta de energía fotovoltaica sea menor que el 10% de la potencia nominal del punto de conexión a la red, el controlador de nivel de campo 121 reenvía directamente el valor de comando de AGC de una sola unidad desde la red eléctrica.
El segundo módulo de asignación de valor de comando 312 está configurado para asignar por igual valores de comando de AGC de una sola unidad para cada agrupación fotovoltaica en base a los valores de comando de AGC de una sola unidad de los no puntos de referencia, y enviar un segundo valor de comando de AGC de una sola unidad a los no puntos de referencia de los inversores fotovoltaicos que cumplen una condición para la entrega del valor de comando.
En una realización, la condición para la entrega del valor de comando incluye cualquiera de las siguientes condiciones: el primer valor de comando de AGC de una sola unidad o el segundo valor de comando de AGC de una sola unidad se toma como un valor de asignación de AGC de una sola unidad, y una diferencia entre el valor de asignación de AGC de una sola unidad de los no puntos de referencia y un último valor de asignación de AGC de una sola unidad es mayor que un tercer umbral de limitación de potencia preestablecido; un intervalo de tiempo entre un momento actual y un momento cuando se entrega un último valor de asignación de AGC de una sola unidad es mayor que un primer umbral de intervalo de tiempo; una diferencia entre el valor de asignación de AGC de una sola unidad y el valor de potencia de los no puntos de referencia es menor que un cuarto umbral de limitación de potencia.
En una realización, el segundo módulo de asignación de valor de comando 312 está configurado específicamente para calcular, en base a los valores de comando de AGC de una sola unidad de los no puntos de referencia y una cantidad de los no puntos de referencia, un valor de comando de AGC total de los no puntos de referencia de los inversores fotovoltaicos; asignar por igual, en base a la potencia activa monitorizada emitida por los puntos de referencia, el valor de comando de AGC total de los no puntos de referencia entre todas las agrupaciones fotovoltaicas, para obtener el valor de comando de AGC para cada una de las agrupaciones fotovoltaicas; asignar por igual el valor de comando de AGC obtenido para cada una de las agrupaciones fotovoltaicas a las unidades de generación de energía fotovoltaica en la agrupación fotovoltaica.
Como ejemplo, el valor de comando de AGC de una sola unidad de los inversores fotovoltaicos de cada agrupación fotovoltaica se puede calcular en base a la siguiente ecuación.
Valor de comando de AGC de una sola unidad de los inversores fotovoltaicos = Potencia activa de puntos de referencia x (Suma de valores de comando de AGC de todos los no puntos de referencia / Suma de potencia teórica de todos los no puntos de referencia)
La potencia activa del punto de referencia representa la potencia activa del punto de referencia para una agrupación fotovoltaica. La suma de los valores de comando de AGC de todos los no puntos de referencia representa una suma de los valores de comando de AGC de una sola unidad de todos los no puntos de referencia para la agrupación fotovoltaica. La suma de la potencia teórica de todos los no puntos de referencia representa la potencia activa que teóricamente se puede emitir por los no puntos de referencia para la agrupación fotovoltaica, con referencia a la potencia activa del punto de referencia.
Por ejemplo, el punto de referencia para la agrupación fotovoltaica puede operar a plena potencia, y la potencia activa que teóricamente se puede emitir por un no punto de referencia para la agrupación fotovoltaica es la potencia completa.
El aparato de ajuste de valor de comando de AGC 320 está configurado para determinar secuencialmente, en base a los valores de comando de AGC de una sola unidad de los no puntos de referencia obtenidos después de la asignación de potencia, si cada no punto de referencia cumple una condición preestablecida para el reajuste del valor de comando, y generar un comando de ajuste de potencia para ajustar la potencia del no punto de referencia que cumple la condición para el reajuste del valor de comando.
En una realización, el aparato de ajuste de valor de comando de AGC 320 puede incluir un módulo de filtrado de valor de comando 321, un módulo de determinación de unidad a ser modulada 322 y un módulo de ajuste de valor de comando 323.
El módulo de filtrado de valor de comando 321 está configurado para atravesar todos los valores de comando de AGC de una sola unidad de los no puntos de referencia de los inversores fotovoltaicos, y determinar un valor de comando de AGC de una sola unidad mínimo y un valor de comando de AGC de una sola unidad máximo entre los valores de comando de AGC de una sola unidad.
El módulo de determinación de unidad a ser modulada 322 está configurado para determinar un no punto de referencia que tiene el valor de comando de AGC de una sola unidad mínimo y un no punto de referencia que tiene el valor de comando de AGC de una sola unidad máximo como inversores fotovoltaicos a ser modulados, respectivamente, en un caso en el que el valor de comando de AGC de una sola unidad mínimo sea menor que un umbral límite inferior preestablecido de potencia activa unidad, y el valor de comando de AGC de una sola unidad máximo sea mayor que el umbral límite inferior de la potencia activa unidad .
Como ejemplo, todos los valores de comando de AGC de una sola unidad de los no puntos de referencia de todos los inversores fotovoltaicos se atraviesan. En un caso en el que el valor de comando mínimo de AGC de una sola unidad sea menor que el 10% de la Pn y el valor de comando de AGC de una sola unidad máximo sea mayor que el 10% de la Pn, se indica que los no puntos de referencia de los inversores fotovoltaicos cumplen la condición para reajustar los valores de comando de AGC.
El módulo de ajuste de valor de comando 323 está configurado para realizar, en base al comando de ajuste de potencia generado, los pasos de ajuste de valor de comando en los inversores fotovoltaicos a ser modulados, hasta que los tiempos de atravesado alcancen un umbral de tiempos preestablecido o los valores de comando de AGC de una sola unidad de todos los no puntos de referencia sean todos mayores que el umbral límite inferior de la potencia activa unidad.
En una realización, los pasos de ajuste de valor de comando pueden incluir los siguientes pasos: aumentar el valor de comando de AGC de una sola unidad del inversor fotovoltaico a ser modulado hasta el umbral límite inferior de la potencia activa unidad, y adquirir una cantidad creciente; disminuir el no punto de referencia que tiene el valor de comando de AGC máximo en una cantidad decreciente igual a la cantidad creciente.
Como ejemplo, el valor de comando de AGC de una sola unidad del inversor fotovoltaico que tiene el valor de comando de AGC mínimo se puede aumentar al 10% de la Pn, y aquel con el valor de comando de AGC de una sola unidad máximo se disminuye en la misma cantidad. Los valores de comando de AGC de todas las unidades se atraviesan repetidamente, y el reajuste se detiene en un caso en el que los tiempos N del proceso de atravesado anterior alcance la mitad de la cantidad de inversores fotovoltaicos, o el valor de comando de AGC de una sola unidad de cada inversor fotovoltaico sea mayor que el 10% de la Pn. Ajustando los valores de comando de AGC de todos los inversores fotovoltaicos, los inversores fotovoltaicos que participan en la modulación de frecuencia primaria del sistema de potencia son tantos como sea posible.
En una realización de la presente descripción, los inversores fotovoltaicos 112 pueden incluir puntos de referencia y no puntos de referencia. Los puntos de referencia de los inversores fotovoltaicos se seleccionan según un método de selección preestablecido. El método de selección incluye los siguientes pasos:
para cada grupo de inversores fotovoltaicos, uno de los inversores fotovoltaicos que tienen ubicaciones geográficas similares y la misma capacidad de salida se selecciona como el punto de referencia para los otros inversores en el grupo conectados a generadores fotovoltaicos. El punto de referencia está configurado para operar a la potencia nominal del inversor fotovoltaico.
Como se muestra en la Figura 4, según una realización, el controlador de nivel de campo 121 puede incluir además un aparato de monitorización de estado operativo de inversor 330 y un aparato de establecimiento de punto de referencia virtual 340.
El aparato de monitorización de estado operativo de inversor 330 está configurado para determinar, en base a una condición preestablecida de operación libre de fallos, si el estado operativo de los puntos de referencia de los inversores fotovoltaicos es normal, y determinar un punto de referencia en un estado operativo anormal como punto de referencia de fallo.
El aparato de establecimiento de punto de referencia virtual 340 está configurado para seleccionar, en base pasos de selección de punto de referencia virtual preestablecidos, un punto de referencia virtual correspondiente para los inversores fotovoltaicos correspondiente al punto de referencia de fallo como nuevo punto de referencia en un estado operativo normal correspondiente a los inversores fotovoltaicos; y actualizar una cantidad de puntos de referencia en el estado operativo normal en tiempo real. Los pasos de selección de punto de referencia virtual incluyen los siguientes pasos:
obtener el inversor fotovoltaico conectado al punto de referencia de fallo, medir la potencia activa emitida por el inversor fotovoltaico para adquirir un primer valor de medición de potencia activa; seleccionar un punto de referencia efectivo con potencia activa mayor que el primer valor de medición de potencia activa de los puntos de referencia en el estado operativo normal como punto de referencia virtual.
En una realización, un sistema de control para la modulación de frecuencia de central de campo incluye además un aparato de control de tasa de cambio de potencia. El aparato de control de tasa de cambio de potencia está configurado para, cuando la modulación de frecuencia primaria se realiza en la planta de energía fotovoltaica, ajustar la potencia de la planta de energía fotovoltaica en base a una primera tasa de ajuste predeterminada y un primer tamaño de paso de ajuste predeterminado, en un caso en el que la planta de energía fotovoltaica cumpla una condición operativa de superposición de enganche de la modulación de frecuencia primaria y la modulación de frecuencia secundaria, y un aumento de la potencia activa en el punto de conexión a la red de la planta de energía fotovoltaica es mayor que el umbral límite inferior de la potencia activa en el punto de conexión a la red; y ajustar la potencia de la planta de energía fotovoltaica en base a una segunda tasa de ajuste predeterminada y un segundo tamaño de paso de ajuste predeterminado, en un caso en el que el valor de comando de AGC total de los no puntos de referencia de múltiples inversores fotovoltaicos sea menor que el umbral límite inferior de la potencia activa en el punto de conexión a la red.
Como ejemplo, el comando de AGC puede ser un comando de modulación de frecuencia secundaria. Un valor objetivo para controlar la potencia activa en el punto de conexión a la red de la planta de energía fotovoltaica es de la siguiente manera. Un aumento de la potencia activa de desplazamientos de frecuencia y un aumento de la potencia activa del comando de AGC actual se superponen continuamente sobre una base de un valor original de la potencia activa de la planta de energía fotovoltaica. En un caso en el que la frecuencia de la red esté dentro de un intervalo permitido para la variación de frecuencia en el punto de conexión a la red, el valor objetivo para controlar la potencia activa en el punto de conexión a la red debería ser una suma algebraica del valor de comando de AGC y una cantidad de ajuste de respuesta de frecuencia rápida. En un caso en el que la frecuencia de la red no esté dentro del intervalo permitido para la variación de frecuencia en el punto de conexión a la red, se mantiene un aumento de potencia activa del último comando de AGC, mientras que no se superpone el aumento de potencia activa del comando de AGC actual.
Esto es, una función de respuesta de frecuencia rápida de la planta de energía fotovoltaica se debería coordinar con un control de AGC. En un caso en el que la frecuencia de la red no esté dentro de la zona muerta de frecuencia, sino que esté dentro de 50 ± 0,1 Hz, un valor objetivo para controlar la potencia activa de la estación de campo de nuevas energías debería ser una suma algebraica del valor de comando de AGC y la cantidad de ajuste de la respuesta de frecuencia rápida. En un caso en el que la frecuencia de la red no esté dentro de 50 ± 0,1 Hz, la respuesta de frecuencia rápida de la nueva energía se engancha al comando de ajuste inverso de AGC.
Un ejemplo de ser menor que 0,1 Hz es de la siguiente manera. Se supone que la zona muerta de frecuencia de red es ± 0,06 Hz, la frecuencia actual es 50,08 Hz y el campo completo participa en la modulación de frecuencia primaria del sistema, donde DeltP=-500kW. Durante este período, una primera suposición es que un comando de modulación de frecuencia secundaria requiere que la potencia del campo completo aumente de 30.000 kW a 30.500 kW. En tal caso, la potencia total realizada por el campo completo es 30.500-500=30.000. Una segunda suposición es que el segundo comando de modulación de frecuencia requiera que la potencia del campo completo se cambie de 30.000kW a 29.500kW, la potencia total realizada por el campo completo es 29.500-500=29.000kW. (Esto es, es la suma algebraica independientemente de las direcciones de la modulación de frecuencia primaria y la modulación de frecuencia secundaria).
Un ejemplo de ser mayor que 0,1 Hz es de la siguiente manera. Se supone que la zona muerta de frecuencia de la red es ± 0,06 Hz, la frecuencia actual es 50,12 Hz y el campo completo participa en la modulación de frecuencia primaria del sistema, donde DeltP=-1.500kW. Durante este período, una primera suposición es que un comando de modulación de frecuencia secundaria requiere que la potencia del campo completo se aumente de 30.000 kW a 30.500 kW. En tal caso, la potencia total realizada por el campo completo es 30.000-1.500=28.500. Una segunda suposición es que el segundo comando de modulación de frecuencia requiera que la potencia del campo completo se cambie de 30.000kW a 29.500kW, la potencia total realizada por el campo completo es 29.500-1.500=28.000 kW. (Esto es, una lógica de enganche de la modulación de frecuencia primaria y la modulación de frecuencia secundaria es: añadir en caso de misma dirección y enganche en caso de direcciones opuestas).
Como ejemplo, durante la superposición de enganche de la modulación de frecuencia primaria y la modulación de frecuencia secundaria de la planta de energía fotovoltaica, la potencia activa del inversor se puede aumentar con un tamaño de paso del 10% de la Pn por segundo, en un caso en el que el aumento de la potencia activa en el punto de conexión a la red de la planta fotovoltaica sea mayor que el 10% de la potencia nominal del campo completo. Como ejemplo, el valor de aumento de la potencia activa del inversor se entrega según un período de estrategia de control preestablecido, en un caso en el que el valor de comando de potencia activa en el punto de conexión a la red de la planta fotovoltaica sea menor que el 10% de la Pn.
En la realización de la presente descripción, la cantidad y el estado de potencia de los puntos de referencia se actualizan en tiempo real. En un caso en el que la planta de energía fotovoltaica cumpla la condición para modulación de frecuencia secundaria, según el valor de comando de AGC emitido por la red, el valor de comando de AGC se asigna por igual a cada no punto de referencia. Después de asignar por igual el valor de comando de AGC, se atraviesan los valores de comando de AGC de todos los no puntos de referencia y se ajusta la potencia de salida de los no puntos de referencia. Por ello, se optimiza la medición con limitación de potencia de la modulación de frecuencia secundaria, que se basa en el requisito de modulación de frecuencia primaria. El control de potencia de campo completo de la central de energía fotovoltaica tiene una velocidad de respuesta rápida y alta precisión, que mejora aún más la estabilidad del sistema de potencia.
Como se muestra en la Figura 5, un método 500 para controlar la modulación de frecuencia secundaria según una realización de la presente descripción incluye los pasos S510 a S540.
En el paso S510, se monitorizan los datos operativos de una planta de energía fotovoltaica.
En el paso S520, se determina que los datos operativos de la planta de energía fotovoltaica cumplen una condición preestablecida para la modulación de frecuencia secundaria.
En el paso S530, se realiza la asignación de potencia, en base a un valor de comando de AGC de control de potencia, entre inversores fotovoltaicos.
En el paso S540, la potencia activa emitida por los inversores fotovoltaicos se ajusta en base al valor de comando de AGC de los inversores fotovoltaicos después de la asignación de potencia.
Según una realización, el paso S530 puede incluir específicamente el paso S531 y el paso S532.
En el paso S531, se selecciona una manera de asignación correspondiente en base a la potencia activa detectada emitida por los inversores fotovoltaicos, para realizar la asignación de potencia entre los no puntos de referencia de los inversores fotovoltaicos.
Según una realización, el paso S531 puede incluir específicamente el paso S531-01 y el paso S531-02.
En el paso S531-01, en un caso en el que los datos operativos de la planta de energía fotovoltaica cumplan una condición para la asignación directa del valor de comando de AGC, se envía un primer valor de comando de AGC de una sola unidad correspondiente a los no puntos de referencia que cumplen la condición para asignación directa. En el paso S531-02, los valores de comando de AGC de una sola unidad se asignan por igual, en base a los valores de comando de AGC de una sola unidad de los no puntos de referencia, para cada una de la agrupaciones fotovoltaicas, y un segundo valor de comando de AGC de una sola unidad se envía a los no puntos de referencia de los inversores fotovoltaicos que cumplen una condición para la entrega del valor de comando.
Específicamente, se calcula un valor de comando de AGC total de los no puntos de referencia de los inversores fotovoltaicos en base a los valores de comando de AGC de una sola unidad de los no puntos de referencia y una cantidad de los no puntos de referencia.
El valor de comando de AGC total de los no puntos de referencia se asigna por igual entre todas las agrupaciones fotovoltaicas, en base a la potencia activa monitorizada emitida por los puntos de referencia, y se obtiene un valor de comando de AGC para cada agrupación fotovoltaica.
El valor de comando de AGC obtenido para cada agrupación fotovoltaica se asigna por igual, según la manera de asignación seleccionada, a las unidades de generación de energía fotovoltaica en la agrupación fotovoltaica.
En el paso S532, se determina secuencialmente, en base al valor de comando de AGC de cada no punto de referencia obtenido después de la asignación de potencia, si cada no punto de referencia cumple una condición preestablecida para el reajuste de valor de comando, y un comando de ajuste de potencia se genera para realizar el ajuste de potencia en los no puntos de referencia que cumplen la condición para el reajuste de valor de comando. Según una realización, el paso de ajustar la potencia de los no puntos de referencia que cumplen la condición para el reajuste de valor de comando en el paso S532 puede incluir específicamente los pasos S532-01 a S533-03. En el paso S532-01, los valores de comando de AGC de una sola unidad de los no puntos de referencia de los inversores fotovoltaicos se atraviesan, y un valor de comando de AGC de una sola unidad mínimo y un valor de comando de AGC de una sola unidad máximo se determinan entre los valores de comando de AGC de una sola unidad.
En el paso S533-02, en un caso en el que el valor de comando de AGC de una sola unidad mínimo sea menor que un umbral límite inferior preestablecido de potencia activa unidad y el valor de comando de AGC de una sola unidad máximo sea mayor que el umbral límite inferior de potencia activa unidad, un no punto de referencia que tiene el valor de comando de AGC de una sola unidad mínimo y un no punto de referencia que tiene el valor de comando de AGC de una sola unidad máximo se determinan, respectivamente, como inversores fotovoltaicos a ser modulados. En el paso S533-03, los pasos de ajuste de valor de comando se realizan, en base al comando de ajuste de potencia generado, en los inversores fotovoltaicos a ser modulados, hasta que los tiempos de atravesado alcanzan un umbral de tiempos preestablecido o los valores de comando de AGC de una sola unidad de todos los no puntos de referencia son todos mayores que el umbral límite inferior de la potencia activa unidad.
Específicamente, los pasos de ajuste de valor de comando realizados en los inversores fotovoltaicos a ser modulados en el paso S533-03 pueden incluir el siguiente paso.
Los pasos de ajuste de valor de comando se realizan, en base al comando de ajuste de potencia generada, en los inversores fotovoltaicos a ser modulados, hasta que los tiempos transversales alcancen el umbral de tiempos preestablecido o los valores de comando de una sola unidad de todos los no puntos de referencia sean todos mayores que el umbral límite inferior de la potencia activa unidad.
En la realización de la presente descripción, los puntos de referencia de los inversores fotovoltaicos se seleccionan según un método de selección preestablecido. El método de selección incluye el paso S01 y el paso S02.
En el paso S01, se adquieren múltiples grupos de inversores fotovoltaicos e inversores fotovoltaicos con ubicaciones geográficas similares y la misma capacidad de salida se seleccionan de cada uno de los múltiples grupos.
En el paso S02, se elige un inversor fotovoltaico como punto de referencia de los inversores fotovoltaicos seleccionados, los inversores fotovoltaicos distintos del punto de referencia, en el grupo, sirven como los no puntos de referencia, y el punto de referencia se configura para operar según potencia nominal de los inversores fotovoltaicos.
En una realización, los datos operativos de los puntos de referencia, tales como una cantidad efectiva de los puntos de referencia y la potencia de los puntos de referencia, se actualizan en tiempo real, para asignar los valores de comando de AGC de una sola unidad.
En la realización de la presente descripción, el valor de comando de AGC se asigna con referencia a la potencia activa emitida por los puntos de referencia. El estado operativo de los puntos de referencia se puede determinar en tiempo real para la precisión de la asignación del comando de AGC. En un caso en el que un punto de referencia tenga un fallo de comunicación o un fallo de sistema, se requiere sustituir la unidad marcada por un punto de referencia virtual. El principio de sustitución del punto de referencia virtual es de la siguiente manera. Una unidad, cuya potencia es ligeramente mayor que la potencia medida de la unidad marcada, se selecciona de los puntos de referencia restantes como el punto de referencia virtual para el grupo.
Se determina, en base a una condición preestablecida de la operación libre de fallos, si el estado operativo del punto de referencia de los inversores fotovoltaicos es normal, y el punto de referencia en un estado operativo anormal se determina como punto de referencia de fallo.
Se selecciona un punto de referencia virtual correspondiente para los inversores fotovoltaicos correspondientes al punto de referencia de fallo como nuevo punto de referencia en un estado operativo normal correspondiente a los inversores fotovoltaicos, en base a los pasos de selección de punto de referencia virtual preestablecidos. La cantidad de los puntos de referencia en el estado operativo normal se actualiza en tiempo real. Los pasos de selección de punto de referencia virtual incluyen los siguientes pasos.
Se obtiene el inversor fotovoltaico conectado a la referencia de fallo. Se mide la potencia activa emitida por el inversor fotovoltaico para adquirir un primer valor de medición de potencia activa. Un punto de referencia eficaz con potencia activa mayor que el primer valor de medición de potencia activa se selecciona de los puntos de referencia en el estado operativo normal como el punto de referencia virtual.
Como ejemplo, durante la superposición de enganche de la modulación de frecuencia primaria y el comando de AGC de modulación de frecuencia secundaria, la potencia activa se puede aumentar con un tamaño de paso del 10% de la Pn por segundo, en un caso en el que el aumento de la potencia activa sea mayor que el 10% de la potencia nominal de toda la planta de energía fotovoltaica. El valor de aumento de la potencia activa se entrega según un período de estrategia de control, en un caso en el que el valor del comando de potencia activa sea menor que el 10% de la Pn.
Las realizaciones anteriores se pueden implementar en su totalidad o en parte mediante software, hardware, microprograma o cualquier combinación de los mismos. En caso de ser implementado en software, se puede implementar en su totalidad o en parte en forma de un producto de programa informático o un medio de almacenamiento legible por ordenador. El producto de programa informático o el medio de almacenamiento legible por ordenador incluye una o más instrucciones de ordenador. En un caso en el que las instrucciones de programa informático se carguen y ejecuten en un ordenador, los procesos o las funciones descritas según las realizaciones de la presente descripción se generan en su totalidad o en parte. El ordenador puede ser un ordenador general, un ordenador especial, una red de ordenadores u otros aparatos programables. Las instrucciones de ordenador se pueden almacenar en un medio de almacenamiento legible por ordenador o transferir desde un medio de almacenamiento legible por ordenador a otro medio de almacenamiento legible por ordenador. Por ejemplo, las instrucciones de ordenador se pueden transferir desde un sitio web, un ordenador, un servidor o un centro de datos a otro sitio web, otro ordenador, otro servidor u otro centro de datos a través de una manera cableada (tal como un cable coaxial, una fibra óptica y una línea de abonado digital, DSL) o de una manera inalámbrica (tal como infrarrojos, inalámbrica, microondas y similares). El medio de almacenamiento legible por ordenador puede ser cualquier medio disponible al que se pueda acceder mediante un ordenador, o un dispositivo de almacenamiento de datos, tal como un servidor y un centro de datos, que incluye uno o más medios disponibles integrados. Los medios disponibles pueden ser un medio magnético (tal como un disquete, un disco duro, una cinta magnética), un medio óptico (tal como un DVD), o un medio semiconductor (tal como un disco estado sólido, en inglés Solid State Disk, SSD) o similar.
Se observa que la presente descripción no se limita a las configuraciones y procesos específicos descritos anteriormente e ilustrados en los dibujos. Por claridad, se omite en la presente memoria una descripción detallada de los métodos convencionales. En las realizaciones anteriores, varios pasos específicos se han descrito e ilustrado como ejemplos. El método y el proceso según la presente descripción no se limitan a los pasos específicos que se describen e ilustran.
Claims (9)
1. Una planta de energía fotovoltaica, que comprende una central de energía fotovoltaica y un sistema de control de potencia activa, en donde:
la central de energía fotovoltaica comprende agrupaciones fotovoltaicas (111) e inversores fotovoltaicos (112), y los inversores fotovoltaicos (112) están configurados para convertir la energía eléctrica de corriente continua generada por las agrupaciones fotovoltaicas (111) en energía eléctrica de corriente alterna; y
el sistema de control de potencia activa está configurado para realizar, en base a un valor de comando de AGC de control de potencia, la asignación de potencia entre los inversores fotovoltaicos en un caso en el que los datos operativos de la planta de energía fotovoltaica cumplan una condición preestablecida para el control secundario, y ajustar la potencia activa emitida por los inversores fotovoltaicos (112) en base a los valores de comando de AGC de los inversores fotovoltaicos después de la asignación de potencia,
en donde el sistema de control de potencia activa comprende un controlador de nivel de campo (121) y módulos de modulación de frecuencia de una sola unidad (122), en donde:
el controlador de nivel de campo (121) está configurado para realizar, en base al valor de comando de AGC, la asignación de potencia entre los inversores fotovoltaicos (112) en un caso en el que los datos operativos de la planta de energía fotovoltaica cumplan la condición para control secundario, y generar un comando de ajuste de potencia correspondiente para aquellos de los inversores fotovoltaicos (112) que cumplen una condición preestablecida para el ajuste de valor de comando después de la asignación de potencia; y
los módulos de modulación de frecuencia de una sola unidad (122) están conectados a sus respectivos inversores fotovoltaicos (112), y están configurados para ajustar, en base a los valores de comando de AGC y el comando de ajuste de potencia, la potencia activa emitida por los inversores fotovoltaicos (112),
en donde cada uno de los módulos de modulación de frecuencia de una sola unidad (122) comprende:
una interfaz de comunicación de una sola unidad, conectada al controlador de nivel de campo (121), y configurada para recibir el valor de comando de AGC y el comando de ajuste de potencia desde el controlador de nivel de campo (121), y enviar el valor de comando de AGC recibido y el comando de ajuste de potencia al correspondiente de los inversores fotovoltaicos (112) que se va a modular; y
un controlador fotovoltaico, configurado para ajustar, en base al valor del comando de AGC y al comando de ajuste de potencia, la potencia activa emitida por el correspondiente de los inversores fotovoltaicos (112) que se va a modular según un tamaño de paso de ajuste de potencia preestablecido y una tasa de ajuste preestablecida, en donde el controlador de nivel de campo (121) comprende:
un aparato de asignación de potencia de control secundario (310), configurado para seleccionar, en base a la potencia activa detectada emitida por los inversores fotovoltaicos (112), una manera de asignación correspondiente para realizar la asignación de potencia a inversores no de punto de referencia de los inversores fotovoltaicos (112), en un caso en el que los datos operativos de la planta de energía fotovoltaica cumplan la condición preestablecida para el control secundario; y
un aparato de ajuste de valor de comando de AGC (320), configurado para determinar secuencialmente, en base a los valores de comando de AGC de una sola unidad de los inversores no de punto de referencia obtenidos después de la asignación de potencia, si cada uno de los inversores no de punto de referencia cumple una condición preestablecida para el reajuste de valor de comando, y generar un comando de ajuste de potencia para realizar el ajuste de potencia en uno de los inversores no de punto de referencia que cumple la condición para el reajuste del valor de comando,
en donde los inversores de punto de referencia de los inversores fotovoltaicos (112) son inversores de punto de referencia configurados para ser seleccionados agrupando inversores fotovoltaicos (112) que tienen ubicaciones geográficas similares y una misma capacidad de potencia de salida en un grupo para obtener una pluralidad de grupos de los inversores fotovoltaicos (112), y para cada grupo de inversores fotovoltaicos (112), un inversor fotovoltaico (112) está configurado para ser seleccionado como el inversor de punto de referencia para otros inversores en el grupo conectado a generadores fotovoltaicos, en donde los inversores fotovoltaicos (112) distintos del inversor de punto de referencia en cada uno de la pluralidad de grupos están configurados para servir como los inversores no de punto de referencia, el inversor de punto de referencia está configurado además para operar a la potencia nominal del inversor fotovoltaico (112).
2. La planta de energía fotovoltaica según la reivindicación 1, en donde el aparato de asignación de potencia de control secundario (310) comprende:
un primer módulo de asignación de valor de comando (311), configurado para enviar un primer valor de comando de AGC de una sola unidad correspondiente a aquellos de los inversores no de punto de referencia que cumplen una condición para la asignación directa, en un caso en el que los datos operativos de la planta de energía fotovoltaica cumplen la condición para la asignación directa del valor de comando del AGC; y
un segundo módulo de asignación de valor de comando (312), configurado para asignar por igual los valores de comando de AGC de una sola unidad para cada una de la agrupaciones fotovoltaicas (111) en base a los valores de comando de AGC de una sola unidad de los inversores no de punto de referencia, y enviar un segundo valor de comando de AGC de una sola unidad a aquellos de los inversores no de punto de referencia de los inversores fotovoltaicos (112) que cumplen una condición para la entrega del valor de comando.
3. La planta de energía fotovoltaica según la reivindicación 2, en donde el segundo módulo de asignación de valor de comando (312) está configurado para:
calcular, en base a los valores de comando de AGC de una sola unidad de los inversores no de punto de referencia y una cantidad de inversores no de punto de referencia, un valor de comando de AGC total de los inversores no de punto de referencia de los inversores fotovoltaicos (112);
asignar por igual, en base a la potencia activa monitorizada generada por los inversores de punto de referencia, el valor de comando de AGC total de los inversores no de punto de referencia entre todas las agrupaciones fotovoltaicas (111), para obtener un valor de comando de AGC para cada una de las agrupaciones fotovoltaicas (111); y
asignar por igual el valor de comando de AGC obtenido para cada una de las agrupaciones fotovoltaicas (111) a las unidades de generación de energía fotovoltaica en la agrupación fotovoltaica (111).
4. La planta de energía fotovoltaica según la reivindicación 1, en donde el aparato de ajuste de valor de comando de AGC (320) comprende:
un módulo de filtrado de valor de comando (321), configurado para atravesar los valores de comando de AGC de una sola unidad de los inversores no de punto de referencia de los inversores fotovoltaicos (112), y determinar un valor de comando de AGC de una sola unidad mínimo y un valor de comando de AGC de una sola unidad máximo entre los valores de comando de AGC de una sola unidad;
un módulo de determinación de unidad a ser modulada (322), configurado para determinar un inversor no de punto de referencia que tenga el valor de comando de AGC de una sola unidad mínimo y otro inversor no de punto de referencia que tenga el valor de comando de AGC de una sola unidad máximo como inversores fotovoltaicos a ser modulados (112), en un caso en el que el valor de comando de AGC de una sola unidad mínimo sea menor que un umbral límite inferior preestablecido de potencia activa de una unidad de generación de energía fotovoltaica y el valor de comando de AGC de una sola unidad máximo sea mayor que el umbral límite inferior de la potencia activa de una unidad de generación de energía fotovoltaica; y
un módulo de ajuste de valor de comando (323), configurado para realizar, en base al comando de ajuste de potencia generada, un paso de ajuste de valor de comando en los inversores fotovoltaicos a ser modulados (112), hasta que los tiempos de atravesado alcancen un umbral de tiempos preestablecido o los valores de comando de AGC de una sola unidad de todos los inversores no de punto de referencia sean todos mayores que el umbral límite inferior de la potencia activa de una unidad de generación de energía fotovoltaica.
5. La planta de energía fotovoltaica según la reivindicación 4, en donde el módulo de ajuste de valor de comando (323) está configurado además para:
aumentar los valores de comando de AGC de una sola unidad de los inversores fotovoltaicos a ser modulados hasta el umbral límite inferior de la potencia activa de una unidad de generación de energía fotovoltaica, adquirir una cantidad creciente y disminuir, en una cantidad decreciente igual a la cantidad creciente, el inversor no de punto de referencia que tiene un valor de comando de AGC de una sola unidad máximo.
6. La planta de energía fotovoltaica según la reivindicación 1, en donde el controlador de nivel de campo (121) comprende además:
un aparato de monitorización de estado operativo de inversor (330), configurado para determinar, en base a una condición preestablecida de operación libre de fallos, si los inversores de punto de referencia de los inversores fotovoltaicos (112) se operan a la potencia nominal del inversor fotovoltaico (112), y determinar uno de los inversores de punto de referencia, que no se opera a la potencia nominal del inversor fotovoltaico, como inversor de punto de referencia de fallo; y
un aparato de establecimiento de punto de referencia virtual (340), configurado para seleccionar, en base a un paso de selección de punto de referencia virtual preestablecido, un inversor de punto de referencia virtual correspondiente para los inversores fotovoltaicos (112) correspondientes al inversor de punto de referencia de fallo como nuevo inversor de punto de referencia en el estado operativo normal correspondiente a los inversores fotovoltaicos (112), y actualizar en tiempo real una cantidad de los inversores de punto de referencia en el estado operativo normal.
7. Un método para controlar el control secundario de una planta de energía fotovoltaica, que comprende: monitorizar datos operativos de la planta de energía fotovoltaica;
determinar que los datos operativos de la planta de energía fotovoltaica cumplen una condición preestablecida para el control secundario;
realizar, en base a un valor de comando de AGC de control de potencia, una asignación de potencia entre los inversores fotovoltaicos (112); y
ajustar, en base a los valores de comando de AGC de los inversores fotovoltaicos después de la asignación de potencia, la potencia activa emitida por los inversores fotovoltaicos (112),
un control secundario en donde realizar, en base al valor de comando de AGC de control de potencia, la asignación de potencia entre los inversores fotovoltaicos (112) comprende:
seleccionar, en base a la potencia activa detectada emitida por los inversores fotovoltaicos (112), una manera de asignación correspondiente para realizar la asignación de potencia entre los inversores no de punto de referencia de los inversores fotovoltaicos (l12); y
determinar secuencialmente, en base al valor de comando de AGC de cada uno de los inversores no de punto de referencia obtenidos después de la asignación de potencia, si cada uno de los inversores no de punto de referencia cumple una condición preestablecida para el reajuste del valor de comando, y generar un comando de ajuste de potencia para realizar un ajuste de potencia en uno de los inversores no de punto de referencia que cumple la condición para el reajuste del valor de comando,
en donde los inversores de punto de referencia de los inversores fotovoltaicos (112) se seleccionan según un método de selección preestablecido que comprende:
agrupar inversores fotovoltaicos (112) que tienen ubicaciones geográficas similares y una misma capacidad de potencia de salida en un grupo para obtener una pluralidad de grupos;
elegir, en cada grupo, un inversor fotovoltaico (112) como el inversor de punto de referencia, los inversores fotovoltaicos (112) distintos del inversor de punto de referencia en cada uno de la pluralidad de grupos sirven como los inversores no de referencia, y el inversor de punto de referencia está configurado para operar según la potencia nominal del inversor fotovoltaico (112).
8. El método para controlar el control secundario según la reivindicación 7, en donde seleccionar, en base a la potencia activa detectada emitida por los inversores fotovoltaicos (112), la manera de asignación correspondiente para realizar la asignación de potencia entre los inversores no de punto de referencia de los inversores fotovoltaicos (112) comprende:
enviar un primer valor de comando de AGC de una sola unidad correspondiente a aquellos de los inversores no de punto de referencia que cumplen una condición para la asignación directa, en un caso en el que los datos operativos de la planta de energía fotovoltaica cumplan la condición para la asignación directa del valor de comando de AGC; y asignar, en base a los valores de comando de AGC de una sola unidad de los inversores no de punto de referencia, los valores de comando de AGC de una sola unidad por igual para cada una de la agrupaciones fotovoltaicas (111), y enviar un segundo valor de comando de AGC de una sola unidad a aquellos de los inversores no de punto de referencia de los inversores fotovoltaicos (112) que cumple una condición para entrega del valor de comando.
9. El método para controlar el control secundario según la reivindicación 8, en donde asignar, en base a los valores de comando de AGC de una sola unidad de los inversores no de punto de referencia, los valores de comando de AGC de una sola unidad por igual para cada una de la agrupaciones fotovoltaicas (111), y enviar el segundo valor de comando de AGC de una sola unidad a aquellos de los inversores no de punto de referencia de los inversores fotovoltaicos (112) que cumplen la condición para la entrega del valor de comando comprende:
calcular, en base a los valores de comando de AGC de una sola unidad de los inversores no de punto de referencia y una cantidad de los inversores no de punto de referencia, un valor de comando de AGC total de los inversores no de punto de referencia de los inversores fotovoltaicos (112);
asignar, en base a la potencia activa monitorizada emitida por los inversores de referencia, el valor de comando de AGC total de los inversores no de punto de referencia por igual entre todas la agrupaciones fotovoltaicas (111), para obtener un valor de comando de AGC para cada una de la agrupaciones fotovoltaicas (111);
asignar, según la manera de asignación seleccionada, el valor de comando de AGC obtenido para cada una de las agrupaciones fotovoltaicas (111) por igual a las unidades de generación de energía fotovoltaica en la agrupación fotovoltaica (111).
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