ES2964767T3

ES2964767T3 - Generador basado en convertidor y procedimiento para alimentar potencia eléctrica

Info

Publication number: ES2964767T3
Application number: ES20192018T
Authority: ES
Inventors: Johannes Brombach
Original assignee: Wobben Properties GmbH
Current assignee: Wobben Properties GmbH
Priority date: 2020-08-20
Filing date: 2020-08-20
Publication date: 2024-04-09
Anticipated expiration: 2040-08-20
Also published as: EP3958425A1; EP4297230A2; EP3958425C0; EP4297230A3; US20220060023A1; EP3958425B1; US11695277B2

Abstract

La invención se refiere a un método para alimentar energía eléctrica a una red de suministro eléctrico (120) que tiene un voltaje de red con una frecuencia de red por medio de un generador basado en convertidor (100, 112), en particular por medio de un sistema de energía eólica (100, 112), que comprende las etapas: estimar un componente de convertidor de una sección de red de la red de suministro eléctrico (120), en donde la proporción del convertidor denota una relación entre la potencia alimentada por medio del convertidor y la potencia total alimentada, alimentar energía eléctrica a la red de suministro eléctrico (120) en un modo normal dependiendo de la cuota de convertidor estimada, activando un primer modo de soporte dependiendo de la cuota de convertidor estimada de acuerdo con una primera condición de activación, activando un segundo modo de soporte dependiendo de la cuota de convertidor estimada según una segunda condición de activación que es diferente de la primera condición de activación. (Traducción automática con Google Translate, sin valor legal)

Description

DESCRIPCIÓN

Generador basado en convertidor y procedimiento para alimentar potencia eléctrica

La presente invención se refiere a un procedimiento para alimentar potencia eléctrica a una red de suministro eléctrico utilizando un generador basado en convertidor, en particular utilizando un sistema de energía eólica. La invención también se refiere a un sistema de energía eólica para alimentar potencia eléctrica a una red de suministro eléctrico.

Es conocido el alimentar potencia eléctrica a una red de suministro eléctrico mediante generadores basados en convertidores, como por ejemplo instalaciones de energía eólicas o parques eólicos. En muchas redes de suministro eléctrico, la proporción de este tipo de generadores basados en convertidores está aumentando. Esto significa que los generadores basados en convertidores son cada vez más importantes para respaldar la red de suministro eléctrico.

Se reconoció que los generadores basados en convertidores tienen que asumir cada vez más una tarea de respaldo o de apoyo a la red que antes realizaban las grandes centrales eléctricas que alimentan la red de suministro eléctrico mediante generadores síncronos acoplados directamente. No sólo difiere el tipo de respaldo proporcionado por los generadores síncronos acoplados directamente, por un lado, y los generadores basados en convertidores, por otro, sino que también cambia el comportamiento de la red de suministro eléctrico en su conjunto.

Para tener esto en cuenta, la solicitud de patente US 2020/0119560 A1, por ejemplo, propone estimar una proporción de convertidor de un tramo de red de la red de suministro eléctrico para adaptar a él la alimentación de potencia eléctrica. Dependiendo de la proporción de convertidor estimada, se puede prever una adaptación del controlador que controla la alimentación. En particular, la dinámica del controlador se puede adaptar a esta característica de la red.

Sin embargo, ahora se ha reconocido además que la proporción de alimentadores basados en convertidor puede fluctuar mucho. Por lo tanto, la proporción de convertidor estimada puede cambiar constantemente. Esto también puede tener un impacto en la estabilidad de la red de suministro eléctrico. Además, la estabilidad de la red eléctrica también puede garantizarse mediante diferentes medidas de respaldo en función de la proporción de convertidor en la red eléctrica. Lo que puede ser particularmente problemático es que, dependiendo de la situación, hay que reaccionar de manera muy diferente ante las señales de una pérdida de estabilidad potencialmente inminente. En particular, una misma señal, como por ejemplo una frecuencia fluctuante, puede requerir diferentes medidas de respaldo. Si se elige la medida de respaldo equivocada, existe el riesgo de que la pérdida de estabilidad potencialmente inminente no se pueda contrarrestar, sino que la situación empeore aún más.

El documento informativo alemán DE 102017 113006 A1 describe la alimentación de potencia eléctrica dependiendo de una proporción de convertidor en la red.

El documento informativo alemán DE 102017112955 A1 se refiere al concepto de que, dependiendo de la penetración de convertidor, se alimenta con marcado de corriente o con marcado de voltaje.

Por lo tanto, la presente invención se basa en el objetivo de abordar al menos uno de los problemas mencionados anteriormente. En particular, se debe proponer una solución en la que se consiga la estabilización de la red a pesar de las diferentes propiedades de la red mediante generadores basados en convertidor, que también pueden denominarse sinónimamente alimentadores basados en convertidor. Se debería proponer al menos una solución alternativa a las soluciones conocidas anteriormente.

Según la invención se propone un procedimiento según la reivindicación 1. Por lo tanto, este procedimiento se refiere a un procedimiento para alimentar potencia eléctrica a una red de suministro eléctrico que tiene un voltaje de red con una frecuencia de red por medio de un generador basado en convertidor. Por lo tanto, el generador basado en convertidor utiliza al menos un convertidor, es decir, un convertidor de frecuencia o un inversor de frecuencia, que también puede denominarse simplemente convertidor o inversor, para alimentar a la red de suministro eléctrico. En particular, este al menos un convertidor genera o prepara directamente una corriente a alimentar según la amplitud, la frecuencia y la fase para la alimentación a la red de suministro eléctrico. Por lo tanto, el al menos un convertidor genera directamente una corriente de alimentación.

El generador basado en convertidor puede ser en particular un sistema de energía eólica. Un sistema de energía eólica es un término colectivo que incluye tanto una única instalación de energía eólica que alimenta sola a una red de suministro eléctrico como un parque eólico que tiene varias instalaciones de energía eólica que alimentan juntas una red de suministro eléctrico a través de un punto de conexión a la red. En el generador basado en convertidor también puede estar previsto al menos un acumulador de electricidad, desde el cual se suministra potencia eléctrica a la red de suministro eléctrico.

Para ello se propone estimar la proporción de convertidor de un tramo de red de la red de suministro eléctrico. La proporción de convertidor es la relación entre la potencia alimentada mediante convertidor y la potencia total alimentada. Si el tramo de red, por poner un ejemplo ilustrativo sencillo, sólo tiene una central eléctrica con un generador síncrono acoplado directamente y un parque eólico como generadores, alimentando cada uno la misma cantidad de energía a la red de suministro eléctrico, entonces en este caso la proporción de convertidor es el valor 0,5 o 50%.

En el documento ya mencionado US 2020/0119560 A1 se describen procedimientos para estimar la proporción de convertidor y estos procedimientos de estimación también se pueden utilizar aquí. La estimación de la proporción de convertidor de un tramo de red se realiza en particular de tal manera que la potencia alimentada a este tramo de red mediante el convertidor se compara con la potencia total alimentada a este tramo de red.

Se propone entonces alimentar potencia eléctrica a la red de suministro eléctrico en modo normal mediante el generador basado en convertidor. Esto se hace dependiendo de la proporción de convertidor estimada. Por lo tanto, de la proporción de convertidor estimada puede depender si la alimentación se alimenta en modo normal; adicionalmente o alternativamente también se puede variar el modo de funcionamiento normal en función de la proporción de convertidor estimada, por ejemplo, en función de un factor de ganancia, o complementado con un modo de respaldo.

Luego se propone además activar un primer modo de respaldo o modo de apoyo dependiendo de la proporción de convertidor estimada de acuerdo con una primera condición de activación. Esta activación del primer modo de respaldo puede significar que se active además del modo normal. Sin embargo, el modo de respaldo reemplaza preferiblemente al modo normal. A continuación, se describen variantes del primer modo de respaldo. En el primer modo de respaldo, por ejemplo, se pueden proporcionar regulaciones específicas para cambiar la potencia en función de un cambio de frecuencia.

Además, se propone que se active un segundo modo de respaldo dependiendo de la proporción de convertidor estimada según una segunda condición de activación. Esta segunda condición de activación es diferente de la primera condición de activación. En particular, se activa el primer modo de respaldo o el segundo modo de respaldo. El segundo modo de respaldo también se describe a continuación. También en el segundo modo de respaldo se puede prescribir, por ejemplo, cómo se debe realizar un cambio de potencia en relación con un cambio de frecuencia. El tipo de este cambio de potencia en función de un cambio de frecuencia, para seguir con este ejemplo, difiere entre los dos modos de respaldo, es decir, entre el primer modo de respaldo y el segundo modo de respaldo. Entonces, el primer modo de respaldo y el segundo modo de respaldo también son diferentes.

Con los tres modos, se sugieren tres zonas. La división en estas tres zonas se basa en la siguiente idea. En el modo normal, el control de la red lo asumen (casi) por completo las centrales eléctricas convencionales, es decir, los generadores que alimentan la red eléctrica con convertidores directamente acoplados. La red funcionará esencialmente como siempre lo ha hecho. El comportamiento de los alimentadores de energías renovables, es decir, aquellos que alimentan a la red mediante convertidor, no es relevante.

En la segunda zona, es decir, cuando se activa el primer modo de respaldo, las energías renovables tienen una participación relevante. Sin embargo, la regulación del sistema todavía tiene que tener en cuenta los intereses de las convencionales. Las medidas de respaldo deberían incluir el efecto de respaldo de las centrales eléctricas convencionales, ya que éstas desempeñan un papel igualmente relevante. Aquí las renovables complementan las propiedades de las convencionales.

En la tercera zona, es decir, al activar el segundo modo de respaldo, las energías renovables son dominantes. La estabilidad del sistema ya no depende del resto de centrales eléctricas convencionales. En situaciones extremas, las medidas de respaldo pueden prescindir incluso de las convencionales e incluso obligarles a salir de la red, de modo que posiblemente tengan que desconectarse de la red. En este caso se pueden permitir estados de la red para los que una gran central eléctrica no está diseñada y que podrían provocar que esta caiga en estado de autoprotección. Un estado de red de este tipo puede ser, por ejemplo, un gradiente de frecuencia correspondientemente alto. Pero eso puede aceptarse en situaciones tan extremas.

De este modo se puede conseguir que en el tramo de red se prevean medidas de respaldo de forma diferente para diferentes propiedades de la red, concretamente para diferentes proporciones de convertidor, y se puedan activar en caso necesario. Los modos de respaldo no están instalados ni implementados permanentemente, sino que se activan cuando es necesario. En este caso hay que distinguir especialmente entre la activación del primer o segundo modo de respaldo, que se realiza en función de la proporción de convertidor estimada, y la activación de una medida de respaldo real. El modo de respaldo especifica inicialmente cómo reaccionar ante un evento, especialmente un cambio en el estado de la red, como un cambio en la frecuencia o en el voltaje. Sin embargo, la reacción sólo se produce cuando se produce este cambio en el estado de la red. Sólo entonces se inicia la medida de respaldo correspondiente en el modo de respaldo activado correspondiente.

En este caso se reconoció especialmente que es importante activar un modo de respaldo correspondiente cuando cambia la proporción de convertidor, que inicialmente no tiene ningún efecto, pero que puede reaccionar inmediatamente en caso necesario. Se reconoció especialmente que a veces es necesario iniciar una medida de respaldo en un tiempo muy corto, especialmente en el rango de 10 a 40 ms. Durante este tiempo ya no es posible determinar primero las características de la red y adaptar las medidas de respaldo en consecuencia. En particular, en este corto periodo de tiempo ya no se puede determinar una proporción de convertidor. Por lo tanto, dicha proporción de convertidor se determina de antemano y se activa previamente un modo de respaldo correspondiente.

Según una realización, se propone que la alimentación tenga lugar en modo normal cuando la proporción de convertidor estimada está por debajo de un primer valor de referencia, que se efectúe una activación del primer modo de respaldo si la proporción de convertidor estimada alcanza o está por encima del primer valor de referencia, y que se efectúe una activación del segundo el modo de respaldo si la proporción de convertidor estimada alcanza o supera el segundo valor de referencia, siendo el segundo valor de referencia mayor que el primer valor de referencia.

De este modo, el primer modo de respaldo se puede activar a partir del primer valor de referencia y el segundo modo de respaldo a partir del segundo valor de referencia. En particular, se reconoció que, con una pequeña proporción de convertidor, la alimentación en modo normal puede ser suficiente.

En particular, se sugiere que el primer valor de referencia esté en el rango de 50 - 60% y el segundo valor de referencia esté en el rango de 80 - 95%. En particular, se reconoció que hasta una proporción de sólo el 50% de la potencia alimentada por los convertidores, es decir, si sólo la mitad de la potencia o menos es alimentada por los convertidores, el funcionamiento en modo normal puede ser suficiente. Esta proporción del 50% puede llegar hasta el 60% dependiendo de otras condiciones. Si la proporción es mayor, se reconoció que la alimentación por parte de los convertidores se vuelve dominante y puede abordarse activando el primer modo de respaldo. Se reconoció que al menos hasta el 80% de la proporción de convertidores, la cuota restante de energía alimentada por generadores síncronos acoplados directamente sigue siendo relevante. En este sentido, el primer modo de respaldo se adapta al hecho de que los convertidores han alcanzado un cierto dominio, pero los generadores síncronos directamente acoplados siguen desempeñando un papel importante o al menos no pueden desconectarse de la red.

Esto se puede tener en cuenta en el primer modo de respaldo. En particular, los generadores síncronos directamente acoplados se pueden utilizar para especificar la frecuencia de la red. Lo que es especialmente importante aquí es que en el primer modo de respaldo el respaldo de red ya tiene en cuenta el comportamiento dominante de los convertidores, pero todavía se puede utilizar como base el control de frecuencia a través de los generadores síncronos directamente acoplados. Se presta especial atención al hecho de que los cambios en el equilibrio de potencia todavía pueden leerse en la frecuencia, concretamente a través de la reacción inmediata de los generadores síncronos directamente acoplados. Sin embargo, el primer modo de respaldo tiene en cuenta que, a pesar de que el equilibrio de potencia se puede leer en el cambio de frecuencia, el respaldo de potencia de los generadores síncronos directamente acoplados es débil.

También se reconoció que, con una proporción muy alta de potencia alimentada por los convertidores, que puede llegar al 80%, pero a más tardar al 95% o más, se produce un comportamiento de red diferente. En particular, se reconoció que el control de frecuencia a través de los generadores síncronos directamente acoplados, si es que todavía están presentes, ya no es fuerte. Básicamente, el segundo modo de respaldo puede tener en cuenta que, con una proporción tan alta de convertidores, superior al 80% o incluso superior al 95%, la red de suministro eléctrico se comporta según reglas que se desvían significativamente de las reglas que existen con las normas dominantes o al menos directamente relevantes con generadores síncronos acoplados. Es decir, con una proporción de convertidor tan alta, hay una red que se comporta o puede comportarse de manera diferente a como lo hacían las redes anteriores.

Preferiblemente se propone seleccionar el primer valor de referencia y/o el segundo valor de referencia en función de otra característica de red de la red de suministro eléctrico. Por lo tanto, la proporción de convertidor estimada es una propiedad de la red de suministro eléctrico y también se tiene en cuenta otra característica de red de la red de suministro eléctrico. En particular, se reconoció aquí que las características explicadas de la red de suministro eléctrico o del tramo de red no dependen exclusivamente de la proporción de convertidor estimada. Todavía tiene sentido activar el primer y segundo modo de respaldo dependiendo de la proporción de convertidor estimada, y se puede tener en cuenta una dependencia adicional seleccionando el primer y/o el segundo valor de referencia correspondientemente.

Preferiblemente, dependiendo de esta característica adicional de la red, el primer o segundo valor de referencia se selecciona cada uno de un rango predeterminado dependiendo de esta característica adicional de la red. En particular, se puede utilizar el rango de 50 - 60% para el primer valor de referencia y el rango de 80 - 95% para el segundo valor de referencia. Preferiblemente, tanto el primer valor de referencia como el segundo valor de referencia se seleccionan dependiendo de la característica adicional de la red. Sin embargo, también es posible que solo se seleccione uno de los dos valores de referencia en función de las demás propiedades de la red. En particular, esta propiedad de la red puede ser una medida de flujo de carga. Por lo tanto, el primer y/o el segundo valor de referencia se seleccionan en función de una medida de flujo de carga. La medida de flujo de carga se define por el hecho de que caracteriza un flujo de potencia máximo entre la sección de la red y la parte restante de la red de suministro eléctrico. La parte restante de la red de suministro eléctrico es, por tanto, la red de suministro eléctrico en su conjunto, pero sin considerar el tramo de red en cuestión.

Durante el funcionamiento de la red de suministro eléctrico puede producirse una compensación de potencia desde o hacia la sección de la red. A continuación, la energía fluye desde la sección de red o hacia la sección de red, lo que aquí se denomina flujo de energía. Este flujo de potencia puede fluctuar y también puede alcanzar el valor cero si en ese momento no existe una ecualización de potencia entre el tramo de red y la parte restante de la red de suministro eléctrico.

Se reconoció aquí que el flujo de potencia máximo, es decir, la compensación de potencia máxima, forma una propiedad de la red y también puede influir o caracterizar el comportamiento, las características y la estabilidad de la sección de la red en particular. Un flujo de energía positivo es entonces la entrega de energía, es decir, energía activa, desde el tramo de red al resto de la red de suministro eléctrico. En este caso se reconoció especialmente que en los tramos de red con una importante proporción de convertidor suele haber un tramo de red con generadores regenerativos distribuidos y pocos consumidores. Por lo tanto, un tramo de red de este tipo suele exportar potencia. Es precisamente esta propiedad la que caracteriza a este tramo de la red.

Sin embargo, también sucede que la potencia se importa, es decir, se alimenta al tramo de red desde la red de suministro eléctrica restante. Especialmente en estos casos, pero también en general, vale la pena considerar establecer una cantidad como flujo de potencia máximo, es decir, ignorar el signo.

Particularmente cuando se considera la cantidad de potencia, también es posible establecer el flujo de potencia máximo como aquel que está predeterminado por uno o más puntos de transferencia entre la sección de la red y la parte restante de la red de suministro eléctrico. Aunque es posible que no se utilice la potencia máxima transferible así especificada, esto puede ser característico de la red de suministro eléctrico o del tramo de red. Como flujo de potencia máximo se utiliza preferentemente un valor estandarizado, es decir, la potencia máxima exportada o importada por el tramo de red en relación con la potencia total que se puede alimentar al tramo de red.

También sucede que el tramo de red forma toda la red de suministro eléctrico, en particular cuando la red de suministro eléctrico y, por tanto, el tramo de red, forma una red aislada. Una red cerrada de este tipo puede describirse como red insular, especialmente si la potencia total que puede alimentarse en el tramo de red y, por tanto, en la red de suministro eléctrico, no supera los 10 GW.

En el caso de una red insular o en isla, el flujo de potencia máximo entre la sección de red y una parte restante de la red de suministro eléctrico es por lo tanto cero porque no queda ningún parte restante de la red de suministro eléctrico.

Se reconoció en particular que la presencia de una red insular también puede tenerse en cuenta considerando el flujo máximo de energía.

También se reconoció que un flujo de potencia elevado, es decir, cuando fluye mucha potencia de equilibrio o energía de equilibrio hacia o desde la sección de la red, indica un equilibrio de carga mediante grandes masas de giro, concretamente mediante masas de giro de generadores síncronos directamente acoplados, que están dispuestos en la parte restante de la red de suministro eléctrico. Al menos la energía cinética almacenada en tales generadores síncronos de alta velocidad es grande y puede proporcionar la correspondiente potencia de respaldo, concretamente desde fuera del tramo de red a través de la potencia de equilibrio. Esto se puede tener en cuenta a la hora de seleccionar el primer y/o segundo valor de referencia en función de la medida de flujo de carga, es decir, en función del flujo de potencia máximo. En particular, se propone seleccionar que cuanto menor sea el primer valor de referencia y/o el segundo valor de referencia, mayor sea el flujo de potencia máximo o mayor sea la medida de flujo de carga.

Según una forma de realización se propone que en el primer modo de respaldo se active una función de emulación que reacciona a un cambio de frecuencia en la frecuencia de la red con un cambio de potencia en la potencia alimentada, donde el cambio de potencia como reacción al cambio de frecuencia emule un comportamiento de una máquina síncrona acoplada directamente a la red de suministro eléctrico. Preferiblemente se utiliza una masa de giro virtual con un momento de inercia de masa ajustable. En particular, esta función de emulación funciona de tal manera que la masa de giro virtual gira según la frecuencia actual o la función de emulación adopta una velocidad correspondiente de la masa de giro virtual. A una frecuencia de red de 50 Hz se le puede asignar una velocidad de 50 revoluciones por segundo, es decir, 3000 rpm. Esta masa de giro virtual que gira de esta manera tiene también un ángulo de fase que gira junto con un ángulo de fase del voltaje de red. En estado estacionario, no hay diferencia de ángulo entre estos dos ángulos de fase o tiene el valor cero.

Si ahora cambia la frecuencia, por ejemplo, aumentando, el ángulo de fase del voltaje de red aumenta gradualmente con respecto al ángulo de fase de la masa de giro virtual giratoria. Se produce un ángulo de diferencia y, dependiendo de este ángulo de diferencia, en un caso se reduce la alimentación de potencia y la menor potencia alimentada se utiliza en la función de emulación para acelerar la masa de giro virtual. La energía cinética de la masa de giro virtual aumenta en función de la potencia utilizada. Esta acelera en consecuencia, es decir, según la potencia utilizada para la aceleración y el momento de inercia de masa virtual, posiblemente ajustable. Entonces se acelera debido a relaciones físicas conocidas. De este modo se puede ajustar de nuevo el ángulo de fase de la masa de giro virtual de acuerdo con el ángulo de fase del voltaje de red. La dinámica de este seguimiento se ve influenciada por la elección o, en su caso, el ajuste del momento de inercia de la masa.

Si se invierte el signo del ángulo diferencial, la potencia alimentada aumenta y la velocidad de la masa de giro virtual disminuye. Por lo tanto, la propuesta implica que aquí funcione una máquina virtual, en particular sin accionamiento, como masa de giro (fija). Esto permite estabilizar la frecuencia. En estado estacionario el ángulo de diferencia es cero.

Además, o como alternativa, se propone que un cambio de potencia de la potencia alimentada se lleve a cabo como reacción a un cambio de frecuencia, y que se utilice total o parcialmente la energía procedente de la energía rotacional de al menos un rotor de una instalación de energía eólica para el cambio variación de potencia, donde en particular debido a la variación de potencia, se alimenta más potencia de la instalación de energía eólica, que la que se genera a partir del viento. Por lo tanto, en el primer modo de respaldo se propone un sistema de control que pueda alimentar brevemente a la red eléctrica más energía de la que puede generarse mediante el viento predominante. La energía (adicional) necesaria para ello puede proporcionarse mediante energía de rotación del rotor. El rotor se ralentiza, pero esto se puede tolerar durante un corto periodo de tiempo, en particular hasta 30 segundos, porque durante este periodo de tiempo es posible aumentar la potencia alimentada claramente por encima de la potencia generada por el viento sin que el rotor se frene demasiado.

Adicional, o alternativamente, se propone que en el primer modo de respaldo un cambio de potencia en la potencia alimentada como reacción a un cambio de frecuencia tenga una amplitud de al menos el doble de amplitud que en el caso del mismo cambio de frecuencia en el modo normal. En particular se reconoció aquí que también en el modo normal se puede prever que la potencia alimentada cambie en función de un cambio de frecuencia. En la medida en que esto se proporciona en el modo normal, se propone aquí que el primer modo de respaldo proporcione una amplificación más fuerte, es decir, un aumento al menos dos veces mayor de la variación de potencia en función de una variación de frecuencia.

Adicional, o alternativamente, se propone que, en el primer modo de respaldo para un cambio de potencia en la potencia alimentada en respuesta a un cambio de frecuencia, no se especifique ninguna desviación de frecuencia mínima de la frecuencia de la red con respecto a una frecuencia de referencia, o que se especifique una frecuencia mínima predeterminada. La desviación es al menos menor que en el modo normal. Aquí se reconoció especialmente que se puede establecer una banda muerta habitual para la frecuencia en el modo normal. Mientras el control se realice únicamente en el modo normal, es decir, mientras la proporción de convertidor sea correspondientemente baja, se puede partir de una tolerancia comparativamente alta de la red de suministro eléctrico a una fluctuación de la frecuencia de la red. Entonces no es necesario reajustarlo. Sólo cuando se abandona esta banda muerta, es decir, cuando hay un cambio de frecuencia comparativamente grande, se produce una reacción.

Para el primer modo de respaldo, se reconoció que se debía responder inmediatamente a un cambio de frecuencia para hacer justicia a las características de la red de suministro eléctrico. También es posible que la zona de la banda muerta sea al menos más pequeña. En particular se propone aquí que la zona de banda muerta de frecuencia sea como máximo la mitad de la zona de banda muerta en la que se basa el modo normal.

En particular se reconoció aquí que un generador síncrono acoplado directamente reacciona a un cambio de frecuencia y generalmente no tiene una banda muerta, porque la reacción está determinada físicamente. A medida que aumenta la proporción de convertidor en la red y disminuye la proporción de generadores síncronos acoplados directamente en la red, disminuye esta respuesta dependiente de la frecuencia de los generadores síncronos directamente acoplados. Por consiguiente, en el primer modo de respaldo se propone que los convertidores reaccionen a cambios de frecuencia especialmente pequeños para compensar una reacción correspondientemente más débil de los generadores síncronos directamente acoplados.

Según una realización, se propone implementar una función de reducción de potencia para una reducción rápida de potencia en el primer modo de respaldo, donde la función de reducción de potencia reduce la alimentación de potencia eléctrica a una señal de solicitud o criterio de solicitud. Aquí se reconoció particularmente que en algunos casos una rápida reducción de potencia puede estabilizar la red. Esta rápida reducción de potencia puede ser particularmente relevante si un gran consumidor se desconecta repentinamente de la red. Una desconexión de la red de este tipo puede provocarse, por ejemplo, mediante un interruptor de seguridad de este consumidor o si una sección de la red con muchos consumidores se desconecta de la red. En ese momento, el equilibrio de potencia de repente ya no está equilibrado y, para solucionar este problema, se propone esta rápida reducción de potencia. En particular, se reconoció que con una proporción de convertidor correspondiente que se encuentra en el primer modo de respaldo, estos generadores basados en convertidor pueden hacer una contribución correspondiente.

Para esta reducción puede estar prevista una señal de solicitud que transmite, por ejemplo, un operador de red, pero también puede ser la reacción a un estado de la red, en particular a un cambio en la frecuencia de la red. La rápida reducción de potencia también puede tener lugar dependiendo de una frecuencia absoluta, especialmente si la frecuencia de la red excede un valor de frecuencia superior predeterminado o cae por debajo de un valor de frecuencia inferior predeterminado.

Preferiblemente se propone detectar una aceleración angular. El voltaje de red tiene un ángulo de fase que gira con la frecuencia de la red. Para este ángulo de fase se puede registrar una aceleración que también puede ser negativa. De esta aceleración, que por tanto es una aceleración angular, se puede derivar un cambio de frecuencia. Por tanto, se propone realizar la función de reducción de potencia en función de dicha aceleración angular, es decir, en función de una aceleración angular positiva. Para ello, se puede establecer un límite de aceleración de modo que la función de reducción de potencia se inicie en cuanto se supere este límite de aceleración. La función de reducción de potencia también se puede implementar como función de emulación. La función de emulación descrita anteriormente puede diseñarse como una función de reducción de potencia.

Se propone además que la reducción de potencia se caracterice por una constante de tiempo de reducción, indicando la constante de tiempo de reducción un tiempo en el que la potencia se reduce en un valor de potencia nominal, siendo la constante de tiempo de reducción inferior a 2 s, en particular inferior a 1 s y más preferentemente es inferior a 0,5 s. Por ejemplo, si el generador basado en convertidor tiene una potencia nominal de 4 MW y la constante de tiempo de reducción es, por ejemplo, inferior a 1 s, la potencia se puede reducir desde el valor de potencia nominal de 4 MW a cero en menos de 1 s. En este sentido, la constante de tiempo de reducción indica una dinámica de la reducción. Para decirlo sin rodeos, indica una pendiente para la reducción de la potencia. Esta pendiente no depende de la amplitud de la reducción absoluta.

Así, si la constante de tiempo de reducción, siguiendo con el ejemplo anterior, es inferior a 1 s, y en el ejemplo mencionado la potencia sólo se reduce en 2 MW, esto se produce en un tiempo inferior a 0,5 s.

Aquí se reconoció especialmente que una reducción tan rápida es posible con un generador basado en convertidor.

Si como generador basado en convertidor se utiliza un sistema de energía eólica, es decir, una instalación de energía eólica o un parque eólico, según una variante se propone que la reducción de la potencia alimentada sea más rápida que una reducción mediante la instalación de energía eólica de potencia generada por el viento. Mediante un proceso de reducción de una instalación de energía eólica, la reducción de potencia se puede reducir de tal manera, que las palas del rotor se giren alejadas del viento hacia la posición de bandera. Esto reduce la potencia extraída del viento y también se puede reducir en consecuencia la potencia alimentada a la red de suministro eléctrico.

Aunque este proceso sigue siendo muy rápido en comparación con la reducción de las grandes centrales eléctricas, todavía requiere cierto tiempo. Se propone diseñar la función de reducción de potencia en el primer modo de respaldo de tal manera que la potencia se reduzca aún más rápidamente. Esto puede ocurrir, en particular, si dentro de la instalación de energía eólica se consume demasiada potencia generada por el viento. Lo mismo se aplica a un parque eólico en el que varias instalaciones de energía eólica reducen su potencia al mismo tiempo. Por tanto, el rendimiento se reduce al ajustar las palas del rotor y también al consumir potencia.

Por lo tanto, se propone adicional o alternativamente que, para reducir la potencia alimentada con esta función de reducción de potencia del primer modo de respaldo, se consuma adicionalmente potencia en la instalación de energía eólica, en particular mediante un circuito chopper. Básicamente se conoce un circuito chopper; puede disipar potencia eléctrica de un circuito intermedio de tensión continua mediante el uso de control por impulsos para permitir que la corriente de este circuito intermedio de tensión continua fluya a través de una resistencia y se convierta allí en calor. Se propone aquí tener en cuenta este consumo de energía al diseñar la función de reducción de potencia. En particular, la función de reducción de potencia propuesta aquí para el primer modo de respaldo puede especificar a través de una especificación de potencia la potencia, es decir, la potencia alimentada a la red eléctrica y, por tanto, también su reducción. La reducción se especifica de tal manera que sólo se puede realizar si se consume potencia adicionalmente en el sistema de energía eólica.

De forma adicional, o alternativa, para esta función de reducción de potencia del primer modo de respaldo se propone reducir la potencia alimentada a un valor inferior a cero, de modo que el sistema de energía eólica extraiga potencia de la red de suministro eléctrico y, en particular, al menos parcialmente, la consuma mediante un circuito chopper. Sin embargo, también se pueden utilizar otros consumidores en la instalación de energía eólica o en el parque eólico para consumir potencia eléctrica. Por ejemplo, las palas del rotor de las instalaciones de energía eólica se pueden calentar, aunque no haya motivo para hacerlo debido a la temperatura exterior, por poner un ejemplo. También en este caso la función de reducción de potencia del primer modo de respaldo está configurada de manera correspondiente, es decir, de tal manera que también puede indicar valores negativos para la alimentación. En particular, puede especificar una reducción de potencia que controle una reducción desde un valor de potencia alimentada positivo hasta valores negativos de la potencia alimentada.

Según una realización, se propone que en el primer modo de respaldo se active un control de gradiente de frecuencia, donde el control de gradiente de frecuencia altera la alimentación de potencia en función de un cambio de frecuencia, en particular especificando una parte de la potencia alimentada proporcional al cambio de frecuencia. En este caso se reconoció especialmente que un control de este tipo de la potencia alimentada en función del cambio de frecuencia es especialmente ventajoso para el primer modo de respaldo. En el primer modo de respaldo, todavía hay tantos generadores síncronos acoplados directamente conectados a la sección de red que la frecuencia y un cambio de frecuencia tienen una buena indicación de un cambio de potencia.

Al mismo tiempo, la proporción de convertidor ya es tan grande que los generadores basados en convertidor son de gran importancia para el control de potencia. Se reconoció que para esto tiene sentido un control de potencia particularmente rápido en función de la frecuencia y que puede lograrse modificando la alimentación de potencia en función del cambio de frecuencia. Mediante la detección del cambio de frecuencia, especialmente la detección de un gradiente de frecuencia, no sólo se puede detectar una desviación de frecuencia absoluta, es decir, la desviación de la frecuencia de la red con respecto a una frecuencia de red nominal u otra frecuencia de referencia, sino que se puede detectar también un cambio y, por tanto, también la velocidad del cambio.

Una detección de este tipo de un cambio de frecuencia no se basa preferiblemente en una banda muerta de la desviación absoluta de frecuencia. Por tanto, si la propia frecuencia cambia rápidamente en el punto nominal o a partir del punto nominal, es decir, en la frecuencia nominal o en las inmediaciones de la frecuencia nominal, este control del gradiente de frecuencia puede tener esto en cuenta. Luego se puede implementar un ajuste de potencia antes de que la frecuencia abandone un área de banda muerta. Por lo tanto, este control ya puede reaccionar antes de que se active un control que considera una desviación absoluta en la frecuencia si hay una banda muerta.

Un control de potencia en función de la frecuencia y un control de gradiente de frecuencia pueden funcionar simultáneamente si, por ejemplo, una parte del cambio de potencia disponible se utiliza para el control de potencia en función de la frecuencia y una parte restante de la potencia variable se utiliza para el control del gradiente de frecuencia.

Según una forma de realización se propone que la potencia alimentada se modifique en función de la frecuencia de la red según una especificación de control predeterminada, y que la especificación de control presente una ganancia de control y/o se caracterice por una velocidad de control, que se modifica dependiendo de la proporción de convertidor y/o dependiendo de una, o de la, medida de flujo de carga. En particular, la ganancia de control se establece para que sea mayor cuanto mayor sea la proporción de convertidor, y/o la velocidad de control se establezca más rápida, cuanto mayor sea la proporción de convertidor.

Preferiblemente, la relación entre la ganancia de control o la velocidad de control y la proporción de convertidor cambia dependiendo de la cantidad de flujo de carga. En particular, un aumento de la ganancia de control dependiendo de la proporción de convertidor puede estar relacionado con un factor de proporcionalidad, es decir, puede diseñarse como una rampa. Este factor de proporcionalidad o una pendiente de la rampa se puede cambiar dependiendo de la cantidad de flujo de carga. Se sugiere especialmente aquí que cuanto menor sea la cantidad de flujo de carga, mayor sea el factor de proporcionalidad o la pendiente de la rampa. Lo mismo se aplica a la velocidad de control, que se puede ajustar del mismo modo que la ganancia de control dependiendo de la proporción de convertidor y dependiendo de la cantidad de flujo de carga.

En particular, se reconoció aquí que el ajuste de la potencia en función de la frecuencia se ajusta en mayor medida cuanto mayor sea la proporción de convertidor y menor sea la cantidad de flujo de carga. Particularmente en una red insular, la cantidad de la medida de flujo de carga es pequeña, es decir, la medida de flujo de carga es cero. En este caso no puede haber compensación a través de tramos de red adyacentes, de modo que el ajuste de potencia en función de la frecuencia de la red tiene que reaccionar con más fuerza para compensar la posibilidad de control debido a la falta de flujo de carga o de corriente. El ajuste de la potencia en función de la frecuencia también debería ser más fuerte, es decir, tener una mayor ganancia cuanto mayor sea la proporción de convertidor, concretamente para tener una capacidad de control correspondiente a través de pocos, o de ningún, generador síncrono directamente acoplado.

Según una forma de realización se propone que en el segundo modo de respaldo y cuando se utiliza un sistema de energía eólica se active un control de reserva instantánea, en el que, dependiendo de la frecuencia de la red, a valores de la frecuencia de red por debajo de un valor de referencia de frecuencia inferior, la energía cinética se extrae de al menos un rotor giratorio y se alimenta a la red de suministro eléctrico. Por lo tanto, se propone prever un control de reserva instantánea de este tipo en el segundo modo de respaldo, en particular proporcionarlo sólo en el segundo modo de respaldo.

Se reconoció aquí que un control de reserva instantánea de este tipo puede usarse para compensar la estabilización de frecuencia reducida debido a la pequeña proporción de generadores síncronos directamente acoplados en esta sección de la red. En particular, está previsto que en caso de caída de la frecuencia de la red se active el control de reserva instantánea. Preferiblemente, un grado de activación del control de reserva instantánea depende de una proporción de convertidor en la red. En particular puede estar previsto que la activación máxima sólo se produzca cuando en la red haya una proporción de convertidor muy alta. Una activación alta significa aquí que una relación entre la desviación de frecuencia, por la cual la frecuencia de la red se encuentra por debajo del valor de referencia de frecuencia inferior, y la potencia que adicionalmente se alimenta a la red eléctrica en función de éste, puede caracterizarse mediante una relación de ganancia, en particular un factor de amplificación, en particular un factor de proporcionalidad. Se puede proporcionar un valor máximo para esta relación de amplificación, factor de amplificación o factor de proporcionalidad y se fija cuando el grado de activación es del 100%. En particular, esta relación de amplificación puede elegirse para que sea proporcional al grado de activación.

Según una realización, se propone que en el segundo modo de respaldo se active un control de ángulo de inercia, donde el control de ángulo de inercia opera un sistema de referencia en el que una masa de giro virtual gira a una velocidad de rotación correspondiente a la frecuencia de la red, y de ello se deriva una señal de referencia con una frecuencia de referencia y un ángulo de fase con respecto al voltaje de red, de modo que la rotación de la masa de giro virtual sólo sigue lentamente un cambio en la frecuencia de red, de modo que cuando cambia la frecuencia de red, el ángulo de fase de la señal de referencia cambia y el control de ángulo de inercia controla una alimentación de potencia dependiendo del ángulo de fase de la señal de referencia. En particular, se propone que una parte de la potencia alimentada se controle proporcionalmente al ángulo de fase. El hecho de que la rotación de la masa de giro virtual siga lentamente un cambio en la frecuencia de red se consigue siguiendo el cambio en la frecuencia de red con una función de retardo. La función de retardo puede ser en particular una función de retardo de primer orden.

En particular se reconoció aquí que este control de ángulo de inercia en el segundo modo de respaldo permite adaptar el generador basado en convertidor al comportamiento de un generador síncrono directamente acoplado. El segundo modo de respaldo se propone para una proporción de convertidor muy alta, en donde solo unos pocos o ningún generador síncrono acoplado directamente alimentan al tramo de red, de modo que su efecto de estabilización inducido físicamente se elimina o al menos se reduce considerablemente. Esto puede compensarse, al menos en parte, mediante un control de ángulo de inercia de este tipo, que por tanto se recomienda especialmente para el segundo modo de respaldo.

En particular, se propone que la masa de giro virtual se caracterice por un momento de inercia ajustable y que la función de retardo tenga una constante de tiempo de arranque proporcional al momento de inercia. Por ejemplo, si se elige que el momento de inercia sea el doble, la constante de tiempo de arranque de la función de retardo también será el doble. En otras palabras, el comportamiento de la masa de giro virtual y, con ello, del sistema de referencia y, por tanto, del control de ángulo de inercia, se vuelven en conjunto dos veces más lentos. Esto permite simular el comportamiento de un generador síncrono acoplado directamente y también tener en cuenta diferentes comportamientos lentos. El momento de inercia regulable se ajusta preferentemente en función de la proporción de generadores síncronos acoplados directamente en el tramo de red. Para ello se propone elegir un momento de inercia mayor cuanto menor sea la proporción de generadores síncronos directamente acoplados en el tramo de red. Esto permite compensar la falta de generadores síncronos directamente acoplados.

En particular se propone seleccionar el momento de inercia en función de un punto de funcionamiento del generador basado en convertidor, en particular en función de la potencia alimentada. La potencia alimentada por el generador basado en convertidor puede definir su punto de operación total o parcialmente, por lo que se sugiere considerar la potencia alimentada. Al considerar la potencia alimentada se puede calcular la potencia adicional alimentada mediante el control de ángulo de inercia, de modo que sólo se tiene en cuenta la potencia así ajustada, en particular la potencia que se alimenta antes de que el control de ángulo de inercia se vuelva activo. Esto puede evitar que se produzca un control inestable, en el que el control de ángulo de inercia conduce a una mayor potencia, lo que conduce a un mayor momento de inercia, que a su vez aumenta aún más la potencia. Sin embargo, el control inestable también se puede evitar mediante una parametrización adecuada.

En particular se reconoció aquí que la adaptación del momento de inercia virtual al punto de funcionamiento puede garantizar que cuanto mayor sea la potencia alimentada, más fuerte será el control de ángulo de inercia, es decir, más influyente será en ese momento el alimentador basado en convertidor. Por lo tanto, se propone en particular elegir un momento de inercia mayor cuanto mayor sea la potencia alimentada por el alimentador basado en convertidor.

Según una forma de realización se propone que en el segundo modo de respaldo esté prevista una alimentación de potencia dependiente del voltaje de red, que en función de una desviación de voltaje del voltaje de red predefina y alimente una potencia alimentada o una parte de ella con respecto a un voltaje de referencia, en particular en función de un voltaje nominal de red. En particular, se reconoció aquí que el segundo modo de respaldo se selecciona cuando la proporción de generadores síncronos directamente acoplados en la sección de la red es baja. Los generadores síncronos acoplados directamente suelen tener también propiedades de conformación de voltaje. Debido a la pequeña proporción de generadores síncronos directamente acoplados en el tramo de red, esta propiedad determinante del voltaje también se debilita. Esto puede compensarse, al menos en parte, alimentando potencia en función del voltaje de red. La estabilización del voltaje se puede lograr alimentando potencia en función del voltaje de la red.

Cabe señalar que aquí se propone una alimentación de potencia activa en función del voltaje de red. Esto significa que el voltaje general de la red se puede estabilizar o incluso especificar. Esto se diferencia en particular de una alimentación de potencia reactiva dependiente del voltaje de red, que también puede estar prevista, que influye más en el voltaje de red en relación con una línea determinada, especialmente larga, es decir, compensa en particular una caída de voltaje a lo largo de esta línea larga.

En particular se propone que una parte de la potencia alimentada se especifique y se alimente proporcionalmente a la desviación de voltaje. Básicamente, la potencia, es decir, la potencia activa, debe alimentarse incluso si no hay desviación de voltaje; al fin y al cabo, esa es la función de un generador. Sin embargo, para respaldar el voltaje se propone que una parte de la potencia alimentada, a saber, la parte de potencia mencionada, se utilice para este control, y para que la parte de potencia se especifique y se alimenta proporcionalmente a la desviación de voltaje. A continuación, ésta se suma o se resta, según el signo, a la potencia activa alimentada de otro modo.

Gracias a la especificación proporcional a la desviación de voltaje se puede conseguir una respuesta especialmente rápida a las desviaciones de voltaje.

Preferiblemente se propone que adicionalmente una parte más de la potencia alimentada se predefina y se alimente en función de una parte integral de la desviación de voltaje. Por lo tanto, se propone aquí integrar la desviación de voltaje en el tiempo, al menos parcialmente, o teniendo en cuenta valores límite. Dependiendo de esto, en particular proporcionalmente, se predefine y se alimenta la parte restante de la potencia alimentada. Esto permite corregir de forma permanente las desviaciones de voltaje estacionarias.

Según una forma de realización se propone que en el segundo modo de respaldo esté prevista una alimentación de potencia reactiva dependiente del voltaje de red, que predefina y alimente la potencia reactiva alimentada o una parte de la misma en función de una desviación de voltaje del voltaje de red con respecto a un voltaje de referencia, en particular en función de un voltaje nominal de red, donde al menos una parte de la potencia reactiva alimentada se predefine y se alimenta en función de una parte integral de la desviación de voltaje, en particular proporcional a la misma.

En este caso se reconoció especialmente que el segundo modo de respaldo se utiliza cuando los generadores que conducen el voltaje de red a un valor de voltaje nominal ya casi no están presentes, de modo que el voltaje ya no se mantiene o se mantiene mal al valor de voltaje especificado, en particular al voltaje nominal. Las medidas conocidas de respaldo de voltaje que se llevan a cabo en las instalaciones de energía eólica sólo reaccionan fuera de una banda de tolerancia y no pueden alcanzar una precisión estable. En el mejor de los casos, puede devolver el voltaje a la banda de tolerancia, pero generalmente no al valor nominal de voltaje. Esta situación puede mejorarse con el reglamento que ahora se propone.

Según una forma de realización se propone activar una potencia de repuesto en el segundo modo de respaldo, en el que se mantiene una potencia de repuesto como reserva de potencia haciendo funcionar el generador basado en convertidor con una potencia de estrangulación. En particular, se reconoció que la proporción de convertidor muy alta a la que se elige el segundo modo de respaldo también suele significar que una gran parte de la energía proviene de fuentes renovables, en particular de la energía eólica y solar. Estos generadores suelen funcionar en el llamado funcionamiento en paralelo a la red. Esto significa que alimentan a la red eléctrica tanta energía como sea posible en ese momento gracias a la fuente de energía renovable, es decir, en función del viento predominante y de la potencia solar disponible. Estos sistemas no pueden aumentar su rendimiento o sólo pueden aumentarlo bajo condiciones especiales. Esto normalmente se compensa con generadores síncronos acoplados directamente, que normalmente pertenecen a fuentes de energía no renovables y, por lo tanto, pueden aumentar su potencia si es necesario, siempre que no estén ya suministrando la máxima potencia.

Esto se puede compensar haciendo funcionar los generadores basados en convertidores de forma estrangulada, es decir, haciéndolos funcionar de tal manera que proporcionen energía de repuesto. Tener energía de repuesto disponible significa desperdiciar energía renovable. Por lo tanto, en la medida de lo posible se evita dicho modo de funcionamiento. Sin embargo, se reconoció que tal operación puede indicarse en el segundo modo de respaldo.

En particular, si el generador basado en convertidor es un sistema de energía eólica, se propone que este genere a partir de la fuerza del viento menos energía de la que sería posible gracias a un viento predominante, para poder salir del funcionamiento estrangulado en caso necesario. y aumentar la potencia alimentada por la potencia de restricción, o una parte de ella. Esto garantiza que este aumento de rendimiento también sea posible a largo plazo, aunque al precio de desperdiciar potencia. Sin embargo, tal desventaja puede ser aceptable para lograr la estabilización de la red de suministro eléctrico. Por lo tanto, se recomienda especialmente sólo en el segundo modo de respaldo.

Según una forma de realización se propone que en el segundo modo de respaldo se active un modo de estampado o marcado de voltaje. Los generadores basados en convertidores suelen operar en marcado de corriente. Reciben un valor de corriente nominal y lo alimenta a la red de suministro eléctrico. El marcado de voltaje se realiza normalmente mediante generadores síncronos acoplados directamente, que por motivos físicos tienen esta propiedad de marcación de voltaje.

La previsión de un marcado de voltaje o un modo de marcado de voltaje para generadores basados en convertidor puede realizarse especialmente de tal manera que se implemente un control correspondientemente diferente, siendo posible conmutar preferiblemente entre control de marcado de corriente y control de marcado de voltaje; el modo de marcado de voltaje aquí propuesto no tiene por qué estar presente de forma permanente, sino que puede activarse y desactivarse en consecuencia. En cualquier caso, el control que conduce a este modo de marcado de voltaje puede especificar un valor de voltaje y luego la alimentación se regula en consecuencia para que se alcance este valor de voltaje.

Es particularmente importante señalar aquí que un modo de marcado de voltaje para un generador basado en convertidor puede significar que se requiere mucha potencia de control. Por lo tanto, para este modo de funcionamiento debe mantenerse disponible mucha potencia de control, es decir, una cantidad correspondiente de potencia activa. Esto es posible, pero ineficiente, por lo que debe evitarse si es posible. Sin embargo, en este caso se reconoció que, en el segundo modo de respaldo, en el que el marcado de voltaje mediante generadores síncronos acoplados directamente es débil o nula, esto es aceptable para garantizar la estabilización. Por lo tanto, este modo de marcado de voltaje se propone particularmente en el segundo modo de respaldo.

Preferentemente se propone que el generador basado en convertidor presente varios inversores, generando cada uno una parte de la potencia alimentada. Para ello se propone que cuando se activa el modo de conformación de voltaje, al menos uno de los inversores cambie de una operación o funcionamiento de marcado de corriente a una operación de marcado de voltaje. En este sentido, el modo de marcado de voltaje, que aquí se refiere al funcionamiento de un inversor individual, también puede denominarse alternativamente modo de marcado de voltaje de este inversor individual.

En cualquier caso, esto puede garantizar que se active un modo de marcado de voltaje, pero sin que todos los generadores basados en convertidor con todos los inversores funcionen únicamente en modo de marcado de voltaje. En cambio, el generador basado en convertidor trabaja parcialmente en marcado de voltaje. La idea subyacente es que no sólo un generador basado en convertidor, sino muchos generadores basados en convertidor, en particular todos los generadores basados en convertidor que alimentan a esta sección de la red, cambien parcialmente, es decir, uno o varios de sus inversores, al funcionamiento con marcado de corriente. Con la suma de muchos generadores basados en convertidores que funcionan de esta manera se puede conseguir de forma eficaz un marcado de voltaje y compensar la pequeña proporción de generadores síncronos directamente acoplados en términos de marcado de voltaje.

En particular, se propone que cuando se activa el modo de marcado de voltaje, un número de inversores usados para la alimentación cambien a una operación de marcado de voltaje y el número depende de la proporción de convertidor estimada y/o se proporcionan una pluralidad de generadores basados en convertidor y tras la activación del modo de marcado de voltaje, al menos uno de los generadores basados en convertidor cambia a operación de marcado de voltaje y el número de generadores basados en convertidor que cambian a operación de marcado de voltaje depende de la proporción de convertidor estimada.

Esto permite elegir claramente cuántos inversores individuales o cuántos generadores basados en convertidores cambian al funcionamiento de marcado de voltaje para implementar de este modo el modo de marcado de voltaje. En particular, se sugiere aquí que cuanto mayor sea la proporción de convertidores, más inversores o generadores basados en convertidor deberían pasar al funcionamiento de marcado de voltaje. Esto también crea una pauta cuantitativa sencilla sobre cómo se puede compensar el marcado de voltaje por generadores síncronos acoplados directamente reducido o faltante.

Según una forma de realización está previsto un tercer modo de respaldo que se puede activar además del modo normal y/o que se puede activar cuando la proporción de convertidor no alcanza el primer valor de referencia. Por lo tanto, el tercer modo de respaldo puede funcionar en paralelo al modo normal o, dependiendo de la proporción de convertidor, puede realizarse después del modo normal. En este caso, el modo normal sólo estaría destinado a pequeñas proporciones de convertidor, por ejemplo, hasta un 20% o un 30% de proporción de convertidor.

En el tercer modo de respaldo está previsto que en la red de suministro eléctrico se detecte una oscilación de baja frecuencia, que se refiere en particular a una oscilación de una amplitud del voltaje de red que tiene una frecuencia inferior a una frecuencia nominal de la red. En particular, para explicarlo claramente, puede haber una oscilación del valor efectivo del voltaje de red. La oscilación de baja frecuencia puede alcanzar en particular un rango de 0,02 Hz a 25 Hz, en particular de 0,1 Hz a 10 Hz.

También se propone amortiguar las vibraciones de baja frecuencia detectadas. Así, en el tercer modo de respaldo se propone una detección selectiva de oscilaciones de baja frecuencia y una amortiguación de estas con una proporción de convertidor comparativamente baja.

Se reconoció particularmente que tales oscilaciones de baja frecuencia pueden ser causadas por generadores síncronos acoplados directamente a la sección de la red. Estos generadores síncronos acoplados directamente pueden oscilar y provocar oscilaciones de baja frecuencia. Se reconoció aquí que dicha oscilación es particularmente relevante y puede incluso tender a oscilar cuando los generadores síncronos directamente acoplados son los alimentadores dominantes de la sección de la red. Por lo tanto, se propone utilizar este tercer modo de respaldo con una pequeña proporción de convertidor y, por lo tanto, una alta proporción de generadores síncronos directamente acoplados, y luego llevar a cabo la detección de las oscilaciones de baja frecuencia y su amortiguamiento

En este caso se reconoció especialmente que puede resultar ventajoso no realizar una detección de este tipo de oscilaciones de baja frecuencia con posterior amortiguación en el primer y/o segundo modo de respaldo. De este modo se puede evitar que otros conceptos de control que son más importantes en el primer y/o segundo modo de respaldo queden relegados a un segundo plano o se debiliten. Además, si se producen oscilaciones de baja frecuencia importantes incluso con una gran proporción de convertidor, hay que tener en cuenta que pueden deberse a otras causas y, por lo tanto, es posible que sea necesario amortiguarlas de otra manera. En la amortiguación en el tercer modo de respaldo se puede partir de la base de que estas oscilaciones de baja frecuencia son provocadas por los generadores síncronos directamente acoplados y la amortiguación se puede adaptar en consecuencia.

La amortiguación se puede realizar especialmente de tal manera que se alimente potencia eléctrica de forma anticíclica a la oscilación de baja frecuencia detectada. En particular, la alimentación eléctrica se puede alimentar de forma oscilante, en particular superponiendo una señal de potencia oscilante a una potencia básica alimentada, de modo que la amplitud de la potencia alimentada oscile en torno a un valor. Esta amplitud de oscilación oscila a una frecuencia que corresponde a la frecuencia de la oscilación de baja frecuencia y también tiene un ángulo de fase que está desplazado con respecto a un ángulo de fase de la oscilación de baja frecuencia.

La oscilación anticíclica mencionada correspondería por tanto a un desfase de 180°. Cabe señalar que un ángulo de 180° no es ideal, pero el ángulo también puede estar en el rango de 90°. Mediante simulación se puede determinar un ángulo adecuado con el que se desplace el ángulo de fase de la potencia oscilante con respecto a la oscilación de baja frecuencia en la red para obtener un buen resultado de amortiguación.

Según una forma de realización se propone que entre los generadores que no alimenten mediante convertidor se detecte un tipo de central eléctrica dominante del tramo de red, donde como tipo de central eléctrica de generadores que no alimentan mediante convertidor se distingue al menos entre una central eléctrica de carga base y una central eléctrica de regulación, en particular se distingue al menos entre una central nuclear, una central de carbón, una central de gas, y una central hidroeléctrica, y el tipo de central eléctrica dominante es el tipo de central eléctrica que, entre los generadores que no alimentan mediante convertidor, puede alimentar la mayor cantidad de potencia a la sección de la red. Una central eléctrica de carga base es aquella que suministra una carga base, es decir, que suministra un valor de potencia esencialmente fijo a largo plazo, especialmente al menos durante días, y para la que sólo se planifican cambios importantes durante un período de tiempo más largo. Una variación de la potencia alimentada superior al 50 % respecto a la potencia nominal requiere varias horas. Las centrales nucleares y las centrales eléctricas alimentadas con carbón pueden considerarse centrales eléctricas de carga base. Por el contrario, una central eléctrica de regulación es aquella que puede cambiar rápidamente su suministro de energía. Es posible un cambio de potencia superior al 50%, respecto a la potencia nominal, en menos de una hora, a menudo en un cuarto de hora. Las centrales eléctricas de gas y las centrales hidroeléctricas pueden considerarse centrales eléctricas de regulación.

Como distinción entre una central eléctrica de carga base y una central eléctrica de regulación, también se puede distinguir entre una central nuclear o una central eléctrica de carbón como central eléctrica de carga base, por un lado, y una central eléctrica de gas o una central hidroeléctrica como central eléctrica de regulación. A continuación, se detallan las cuatro centrales eléctricas mencionadas, que se pueden clasificar en la clasificación correspondiente, por un lado, como central eléctrica de carga base y, por otro, como central eléctrica de regulación. Por lo tanto, las características y sugerencias que se escribieron para una central nuclear o una central eléctrica alimentada por carbón también son aplicables a una central eléctrica de carga base. Las características y sugerencias que fueron escritas para una central eléctrica de gas o una central hidroeléctrica, por lo tanto, también son aplicables a una central eléctrica de regulación.

Para ello ahora se propone seleccionar y utilizar, según el tipo de central eléctrica dominante, el primer, el segundo y eventualmente el tercer modo de respaldo y/o al menos un control suplementario.

Por lo tanto, inicialmente se propone clasificar los generadores en tipos de centrales eléctricas que no pertenecen a los generadores basados en convertidor. Por ejemplo, si la proporción de convertidor es del 70%, los productores del 30% restante se clasifican en consecuencia. Aquí se identificaron cuatro variantes relevantes de centrales eléctricas, que también pueden denominarse como sinónimo tipos de centrales eléctricas, cuyo comportamiento a veces puede ser fundamentalmente diferente, por lo que aquí se sugiere considerarlas por separado.

Se considera que el tipo dominante de central eléctrica es el que puede alimentar la mayor cantidad de potencia. Por ejemplo, si una central nuclear con una potencia nominal de 4 GW alimenta una y dos centrales eléctricas de carbón alimentan con una potencia nominal de 3 GW cada una, y no hay otros generadores que no alimenten mediante convertidor, entonces el tipo de central eléctrica central eléctrica de carbón es el tipo dominante de central eléctrica. Sin embargo, sólo se supone que se puede alimentar potencia si la respectiva central eléctrica está realmente conectada al tramo de red y suministra potencia eléctrica, aunque no tenga su potencia nominal. Pero entonces la potencia nominal puede considerarse como potencia alimentable.

Dependiendo del tipo de central eléctrica dominante así determinado, se recomienda seleccionar el primer, segundo y, en caso necesario, tercer modo de respaldo o, en caso necesario, no seleccionarlo y utilizar únicamente el modo normal. Esta selección del modo de respaldo relevante también se puede realizar estableciendo la condición de activación dependiendo del tipo dominante de central eléctrica. En particular, se propone fijar el primer y/o el segundo valor de referencia en función del tipo de central eléctrica predominante.

Adicional, o alternativamente, se propone seleccionar y utilizar al menos un control suplementario dependiendo del tipo dominante de central eléctrica. Aquí también entran en consideración, por ejemplo, las disposiciones complementarias que están destinadas única o específicamente a uno de los modos de respaldo. Por ejemplo, la activación de un modo de marcado de voltaje puede ser un control suplementario de este tipo. Activar un control de reserva también puede significar seleccionar y utilizar dicho control adicional. Una función de reducción de potencia para una rápida reducción de potencia también puede ser un control suplementario.

Se reconoció que una central nuclear suministra una cantidad constante de energía que a ser posible no debería cambiarse de manera rápida. De esta manera se puede estabilizar la red, pero una central nuclear de este tipo no debería, en la medida de lo posible, reaccionar rápidamente a los aumentos de potencia, por ejemplo, si un gran consumidor se desconecta repentinamente de la red. En consecuencia, especialmente cuando el tipo dominante de central eléctrica es una central nuclear, se propone implementar una función de reducción de potencia para una rápida reducción de potencia. Esto también puede tener sentido si una central eléctrica de este tipo funciona con su carga mínima, o justo por encima de ella, lo que no permite mayores restricciones. Adicional, o alternativamente, se sugiere elegir el primer modo de respaldo. En consecuencia, se propone seleccionar el primer valor de referencia bastante bajo y el segundo valor de referencia bastante alto, de modo que se seleccione el primer modo de respaldo.

Una central eléctrica alimentada por carbón se comporta de forma más parecida a una central nuclear y también puede generar una producción estable, que a su vez sólo puede modificarse muy lentamente. En comparación con una central nuclear, una central alimentada por carbón puede cambiar su funcionamiento un poco más rápidamente, o un cambio rápido es menos perjudicial para la central. Por lo tanto, si el tipo dominante de central eléctrica es una central alimentada por carbón, se propone seleccionar el primer modo de respaldo, como en el caso de una central nuclear, y/o implementar una función de reducción de potencia para una rápida reducción de potencia. En comparación con la central nuclear como tipo dominante de central eléctrica, la central eléctrica alimentada por carbón como tipo dominante de central eléctrica puede tener preferiblemente una parametrización del controlador, especialmente en el caso de una rápida reducción de potencia, lo que conduce a una reacción más lenta. Por lo tanto, se pueden seleccionar constantes de tiempo mayores o ganancias de controlador menores.

Tanto para una central nuclear como para una central alimentada por carbón como tipo de central eléctrica dominante, se propone también activar un control de repuesto para poder reaccionar ante las sobretensiones de los consumidores de la red. En particular, se puede tener en cuenta un aumento repentino de la necesidad de potencia, que supera de manera sencilla la reserva necesaria proporcionada por las centrales eléctricas y que puede surgir al conectar una central eléctrica.

Si una central eléctrica de gas es el tipo dominante de central eléctrica, no es necesario establecer ningún control de repuesto, porque una central eléctrica de gas puede aumentar o disminuir su producción muy rápidamente, al menos en comparación con una central nuclear y una central eléctrica alimentada por carbón, y tiene una gama más amplia de flexibilidad de producción. Además, el efecto estabilizador de una central eléctrica de gas puede ser mayor, por lo que los generadores basados en convertidor sólo tendrán que encargarse de ello más tarde. Por lo tanto, se propone especialmente no activar un modo de marcado de voltaje en el caso de una central eléctrica de gas como tipo dominante de central eléctrica y/o seleccionar más tarde el segundo modo de respaldo, es decir, seleccionar el segundo valor de referencia más alto.

Una central hidroeléctrica es el tipo de central que puede cambiar su potencia más rápidamente, al menos en promedio, de los generadores mencionados que no alimentan mediante convertidor, aunque aquí, a diferencia de otras centrales, se debe prever un largo tiempo muerto. Por consiguiente, al igual que en las centrales eléctricas de gas como tipo dominante de centrales eléctricas, aquí se puede prescindir de un control de repuesto y/o se puede prever un marcado de voltaje. En comparación con la central eléctrica de gas como tipo dominante de central eléctrica, para la central hidroeléctrica como tipo dominante de central eléctrica generalmente se puede prever una parametrización del regulador, lo que conduce a un regulador más rápido que en la central eléctrica de gas. Para salvar el tiempo muerto se puede prever en los primeros segundos, en particular en los primeros 10, segundos, en particular en los primeros 5 segundos, una provisión de masa de giro virtual o una provisión rápida de potencia de control. Esto se puede conseguir especialmente mediante la función de emulación o el control de ángulo de inercia.

En particular para el tercer modo de respaldo se propone que la amortiguación de las oscilaciones de baja frecuencia se realice en función del tipo de central eléctrica dominante o en función de una ponderación de los tipos de centrales existentes. En particular, la amplitud de una potencia oscilante alimentada para la amortiguación se puede ajustar en función del tipo de central eléctrica dominante. Preferiblemente es la mayor para una central hidroeléctrica como tipo dominante de central eléctrica, la segunda mayor para una central eléctrica de gas como tipo dominante de central eléctrica, la tercera mayor para una central eléctrica alimentada por carbón como tipo dominante de energía y la más baja para una central nuclear como tipo dominante de central eléctrica. De manera similar, dependiendo del tipo de central eléctrica dominante, se puede establecer un ángulo diferencial entre el ángulo de fase de esta potencia oscilante y la oscilación de baja frecuencia en la red.

Se reconoció en particular que la sensibilidad a las oscilaciones puede ser diferente para centrales eléctricas de distintos tipos. Las centrales hidroeléctricas pueden ser especialmente sensibles, ya que debido a las oscilaciones pueden experimentar aumentos repentinos de presión en la columna de agua. Las turbinas de gas pueden ser las segundas más sensibles porque las oscilaciones pueden afectar a las bombas del compresor y provocar una fuerte aceleración de las palas. El tipo de central eléctrica de turbina de gas también puede incluir centrales eléctricas de ciclo combinado de gas y vapor (COGAS), aunque su sensibilidad puede ser algo menor.

Las centrales eléctricas de carbón tienen una sensibilidad aún menor y la de las centrales nucleares es la más baja entre las centrales eléctricas. Independientemente de esto, también se puede tener en cuenta el tamaño respectivo, en particular la potencia nominal, de los respectivos bloques de centrales eléctricas.

Según la invención también se propone un sistema de energía eólica, en concreto, un sistema de energía eólica para alimentar potencia eléctrica a una red de suministro eléctrico con un voltaje de red con una frecuencia de red, donde el sistema de energía eólica está configurado como generador basado en convertidor, que comprende:

- un dispositivo de estimación para estimar una proporción de convertidor de una sección de red de la red de suministro eléctrico, indicando la proporción de convertidor una relación entre la potencia alimentada mediante convertidores y la potencia total alimentada,

- un dispositivo de alimentación para alimentar potencia eléctrica a la red de suministro eléctrico en un modo normal dependiendo de la proporción de convertidor estimada,

- un dispositivo de control preparado para activar un primer modo de respaldo dependiendo de la proporción de convertidor estimada según una primera condición de activación, y

- preparado para activar un segundo modo de respaldo dependiendo de la proporción de convertidor estimada según una segunda condición de activación que es diferente de la primera condición de activación.

Un dispositivo de estimación puede configurarse como una computadora o un procesador. También es posible que el dispositivo de estimación presente una interfaz a través de la cual recibe información sobre la proporción de convertidor.

El dispositivo de alimentación puede estar configurado en particular como un dispositivo inversor, que recibe potencia eléctrica del viento en un circuito intermedio de tensión continua y la alimenta desde este a la red eléctrica. Un dispositivo inversor de este tipo forma, especialmente junto con el circuito intermedio de tensión continua y un rectificador para alimentar el circuito intermedio de tensión continua, un convertidor. Esto significa que el sistema de energía eólica está configurado como un generador basado en convertidor. Un generador basado en convertidor también puede denominarse de manera análoga alimentador basado en convertidor.

El dispositivo de control puede estar configurado en particular como procesador y el dispositivo de control puede contener el dispositivo de estimación. En particular, el dispositivo de control presenta controles o regulaciones para implementar el modo de respaldo respectivo, que pueden implementarse como software.

Preferiblemente, el sistema de energía eólica está configurado para implementar al menos un procedimiento según una de las formas de realización anteriores de un procedimiento para la alimentación. En particular se propone implementar los pasos correspondientes en el dispositivo de control. Sólo la ejecución concreta de la alimentación por el dispositivo de alimentación no la realiza el dispositivo de control, sino un inversor o convertidor correspondiente, que sin embargo puede ser controlado por el dispositivo de control. Las etapas del procedimiento se pueden implementar en particular como programas de software o partes de programas en el sistema de energía eólica, en particular en el dispositivo de control. En el dispositivo de alimentación solo se realiza la alimentación específica.

La invención se explica a continuación con más detalle mediante ejemplos de realización con ayuda de las figuras adjuntas.

Figura 1 muestra una instalación de energía eólica en una vista en perspectiva.

Figura 2 muestra un parque eólico en representación esquemática.

Figura 3 muestra un diagrama para ilustrar la activación de varios controles en función de una cuota de inversor.

Figura 4 muestra un diagrama para ilustrar la activación de otros controles dependiendo de una parte del inversor.

La figura 1 muestra una representación esquemática de una instalación de energía eólica según la invención. La instalación de energía eólica 100 tiene una torre 102 y una góndola 104 en la torre 102. En la góndola 104 está previsto un rotor aerodinámico 106 con tres palas de rotor 108 y un spinner 110. El viento hace que el rotor aerodinámico 106 gire durante el funcionamiento de la instalación de energía eólica y, por lo tanto, también hace girar un rotor electrodinámico o un rotor de un generador, que está acoplado directa o indirectamente al rotor aerodinámico 106. El generador eléctrico está dispuesto en la góndola 104 y genera energía eléctrica. Los ángulos de paso de las palas del rotor 108 se pueden cambiar mediante motores de paso en las raíces de las palas del rotor 109 de las respectivas palas del rotor 108.

La instalación de energía eólica 100 tiene un generador eléctrico 101, que está indicado en la góndola 104. La potencia eléctrica se puede generar usando el generador 101. Para alimentar potencia eléctrica está prevista una unidad de alimentación 105, que puede estar configurada específicamente como inversor. De este modo se puede generar una corriente de alimentación trifásica y/o un voltaje de alimentación trifásico en función de la amplitud, la frecuencia y la fase para la alimentación a un punto de conexión a red PCC. Esto se puede hacer directamente o junto con otras instalaciones de energía eólica en un parque eólico. Para controlar la instalación de energía eólica 100 y también la unidad de alimentación 105 está previsto un controlador del sistema 103, que también puede denominarse también dispositivo de control. El control del sistema 103 también puede recibir valores predeterminados desde el exterior, en particular desde un ordenador central de parque.

La figura 2 muestra un parque eólico 112 con, por ejemplo, tres instalaciones de energía eólica 100, que pueden ser iguales o diferentes. Por lo tanto, las tres instalaciones de energía eólica 100 son representativas de esencialmente cualquier número de instalaciones de energía eólica en un parque eólico 112. Las instalaciones de energía eólica 100 suministran su potencia, en particular la corriente generada, a través de una red de parque eléctrico 114. Las corrientes o potencias generadas por las instalaciones de energía eólica individuales 100 se suman y generalmente se proporciona un transformador 116 que aumenta el voltaje en el parque para luego alimentarlo a la red de suministro 120 en el punto de alimentación 118, que también se denomina generalmente como PCC. La Fig. 2 es sólo una representación simplificada de un parque eólico 112. Por ejemplo, la red del parque 114 se puede diseñar de manera diferente, por ejemplo, teniendo también un transformador en la salida de cada instalación de energía eólica 100, por nombrar sólo otra realización ejemplar.

El parque eólico 112 presenta además un ordenador de parque central 122, que también puede denominarse sinónimamente control de parque central o dispositivo de control. Este se puede conectar a las instalaciones de energía eólica 100 a través de líneas de datos 124, o de forma inalámbrica, para intercambiar datos con las instalaciones de energía eólica y en particular para recibir valores medidos de las instalaciones de energía eólica 100 y transmitir valores de control a las instalaciones de energía eólica 100.

La figura 3 muestra un diagrama en el que, a modo de ejemplo, se representa en abscisas la proporción de convertidor en porcentaje. La ordenada representa un nivel de activación del 0% al 100%. Esto indica que algunas regulaciones pueden activarse en distintos grados. En particular, esto puede significar que los controles con una activación débil, es decir de un pequeño porcentaje, tengan una ganancia de controlador correspondientemente débil, hasta una ganancia de controlador máxima que se debe proporcionar, que se indica con el 100%. En otros casos, especialmente al activar un marcado de voltaje, el grado de activación puede mostrar cuántos elementos, en particular cuántos inversores, tienen los controles correspondientes. En particular para el marcado de voltaje puede estar previsto que uno o varios inversores realicen un marcado de voltaje. El número máximo de inversores que deben estar previstos para tal marcado de voltaje corresponde entonces al nivel de activación del 100%.

En el ejemplo de la Figura 3, una proporción de convertidor del 50 % constituye el primer valor de referencia y una proporción de convertidor del 85 % constituye el segundo valor de referencia.

Así, el primer modo de respaldo está en el rango entre 50% y 85%, el segundo modo de respaldo está en el rango de 85 - 100% y el tercer modo de respaldo está en el rango de 0 - 50%. Para el tercer modo de respaldo, se sugirió aquí que se active además del modo normal, que también está en el rango de 0 - 50%.

En el tercer modo de respaldo se prevé como control de amortiguación la amortiguación de oscilaciones de baja frecuencia. Esto se muestra en el gráfico 302. Por lo tanto, se puede ver que este control de amortiguación de oscilaciones 302 sólo se proporciona en el tercer modo de respaldo y su grado de activación disminuye desde una proporción de convertidor del 100% a una proporción de convertidor de 0% al 0% a una proporción de convertidor de 50%. Por lo tanto, una regulación de la amortiguación de oscilaciones sólo se propone si en el tramo de red hay una gran proporción de generadores síncronos directamente acoplados como sistemas aptos para oscilaciones y se determina en consecuencia el comportamiento de la red. La disminución del grado de activación puede ser proporcional a la amplitud de una señal de potencia oscilante. Al 100%, esta amplitud de potencia oscilante tiene el valor máximo, que puede caer a cero.

Para un control de gradiente de frecuencia 304, el desarrollo de su grado de activación se muestra en la figura 3. Por tanto, este control del gradiente de frecuencia se propone en el primer modo de respaldo. Allí está 100% activado. Este control de gradiente de frecuencia cambia la alimentación de potencia dependiendo de un gradiente de frecuencia. La regulación del gradiente de frecuencia evita de este modo gradientes de frecuencia demasiado grandes o al menos los contrarresta.

Este control de gradiente de frecuencia 304 básicamente sólo se proporciona en el primer modo de respaldo. Sólo se proporcionan áreas de transición en las que un nivel de activación para el control del gradiente de frecuencia aumenta de cero a 100% en la zona del modo normal o del tercer modo de respaldo y cae del 100% a cero en el segundo modo de respaldo. El grado de activación del 100% para el control del gradiente de frecuencia 304 en el diagrama de la figura 3 significa en particular que un factor de ganancia entre el gradiente de frecuencia y la potencia a alimentar en función del mismo adopta un valor máximo.

En la figura 3 se muestra una curva para un control de repuesto 306. Con este control de repuesto, se mantiene una potencia de repuesto como reserva de potencia, operando el generador basado en convertidor estrangulado por una energía de estrangulación. Con un nivel de activación del 100%, se proporciona la mayor potencia de repuesto. Ésta puede ser, por ejemplo, el 10 % o el 20 % de la potencia nominal del generador basado en convertidor, pero también puede referirse a la potencia que actualmente puede alimentar el generador basado en convertidor. Si, por seguir con un ejemplo, aquí se proporciona un valor máximo del 20%, un nivel de activación del 100% significa que el 20% de la potencia se proporciona como potencia de repuesto, es decir, la instalación se opera reducida en 20%. Si el nivel de activación es del 50%, la instalación se opera reducida al 10%.

Por lo tanto, este control de repuesto 306 está provisto del valor máximo para el segundo modo de respaldo. En el primer modo de respaldo, el control de repuesto 306 también se puede aumentar gradualmente a medida que aumenta la proporción de convertidor para luego alcanzar el nivel de activación del 100 % al pasar al segundo modo de respaldo. También es posible que un control de repuesto 306 ya esté activado con un bajo grado de activación en el modo normal o en el tercer modo de respaldo.

En 308 se muestra un gráfico de una activación de una regulación de voltaje integral. La regulación de voltaje integral 308 es una regulación en la que una parte de la potencia alimentada se alimenta en función de una parte integral de una desviación de voltaje, en particular se alimenta proporcionalmente a esta parte integral. De este modo se consigue una regulación de voltaje, al menos una estabilización del voltaje o al menos una influencia, mediante la alimentación de potencia adaptada. La parte integral prevista a tal efecto en el control de voltaje integral está destinada específicamente al segundo modo de respaldo. Puede comenzar en el primer modo de respaldo con un nivel bajo de activación. El nivel de activación aquí se refiere a una ganancia del controlador que es máxima en un nivel de activación del 100%. Esta ganancia del regulador puede constituir en particular un factor de proporcionalidad entre la parte integral y la potencia adicional alimentada en función de ésta. En un nivel de activación del 100%, este factor de amplificación o factor de proporcionalidad es máximo y en un nivel de activación del 0% es cero.

Se sugiere especialmente la regulación de voltaje para devolver el voltaje a la banda de voltaje nominal. El problema que se reconoció fue que a medida que aumenta la proporción de convertidor, aumenta la sensibilidad del voltaje en la red a los cambios en la potencia reactiva y, a menudo, no hay alimentadores en la red que puedan devolver el voltaje a la banda. Esto puede deberse en particular a que sólo existe un respaldo de red dinámico con una parte y una zona muerta exclusivamente proporcionales, que no regulan las desviaciones dentro de la banda muerta y no alcanzan una precisión estable cuando hay desviaciones más allá de ella.

La Figura 3 también ilustra un modo de marcado de voltaje a través del gráfico 310. Este modo de marcado de voltaje se proporciona en el segundo modo de respaldo y también puede denominarse simplemente análogamente como marcado de voltaje o control de marcado de voltaje. Este marcado de voltaje se proporciona preferiblemente, como se muestra en la Figura 3, solo para el segundo modo de respaldo y se incrementa al comienzo del segundo modo de respaldo, es decir, en la proporción de convertidor más pequeña del segundo modo de respaldo, desde un nivel de activación del 0% a un nivel de activación del 100 % para una proporción de convertidor del 100 %.

El grado de activación significa aquí, en particular, cuántos inversores funcionan en el modo de marcado de voltaje. Con un nivel de activación del 100%, el número máximo de inversores potencialmente destinados al marcado de voltaje por parte de todos los generadores basados en inversores en la sección de red trabajan en marcado de voltaje. En un ejemplo, esto también puede significar lo que se propone como forma de realización preferida, que con un nivel de activación del 100% todos los inversores o convertidores funcionan en marcado de voltaje. Preferiblemente, no obstante, no todos los inversores de generadores basados en convertidor están destinados a este fin, sino, por ejemplo, sólo la mitad de todos los inversores o convertidores, correspondiendo en este caso un nivel de activación del 100% en caso en que la mitad de todos los inversores se operen en marcado de voltaje. Se reconoció aquí que en el segundo modo de respaldo la proporción de generadores síncronos directamente acoplados es muy baja, incluso cero con una proporción de convertidor del 100%, y por lo tanto la propiedad de marcado de voltaje la realizan los generadores basados en convertidor o una parte de ellos.

La figura 4 muestra otro esquema de las especificaciones de control que se proponen en particular en función de la proporción de convertidor y que también se muestran en función de esta. El diagrama de la figura 4 está construido como el diagrama de la figura 3 y, con fines ilustrativos, se eligieron los valores de referencia primero y segundo como en el ejemplo de la figura 3, es decir, 50% y 85%, respectivamente. La figura 4 se diferencia de la figura 3 únicamente en que se muestran otros contextos de control, que sin embargo se pueden activar al mismo tiempo que los contextos de control mostradas en la figura 3. La Figura 4 fue elegida únicamente para no sobrecargar la Figura 3.

La Figura 4 muestra un grado de activación de una función de emulación 412. Esta función de emulación 412 se activa particularmente en el primer modo de respaldo. Un nivel de activación del 100% puede significar que una masa de giro virtual adquiere un valor máximo previsto para esta función de emulación. Con un nivel de activación del 0%, el valor de la masa de giro virtual es cero y por tanto la función de emulación queda desactivada.

Además, en la figura 4 se muestra el gráfico de una función de reducción de potencia para una reducción rápida de potencia y se proporciona con el número de referencia 414. Esta función de reducción de potencia 414 también puede denominarse función de reducción de potencia rápida. En un nivel de activación del 100%, esta función de reducción de potencia 414 tiene una reducción de potencia máxima que tiene el valor más rápido posible, es decir, la dinámica más alta, que se puede implementar. En particular, éste puede ser, por ejemplo, un valor en el que la potencia se reduce dos veces más rápido de lo que se puede reducir una potencia de alimentación del correspondiente generador basado en convertidor. En particular, aquí está prevista un sistema de energía eólica, y un nivel de activación del 100% puede significar que la potencia alimentada a la red eléctrica se reduce dos veces más rápido de lo que la instalación de energía eólica puede reducir la extracción de energía del viento.

La función de reducción rápida de potencia 414 también está destinada al primer modo de respaldo y puede mostrar en particular una relación de activación similar dependiendo de la proporción de convertidor como la función de emulación 412. Ambas alcanzan la activación completa en el área del primer modo de respaldo, es decir, el nivel de activación al 100%.

En la figura 4 también se tiene en cuenta un control de potencia 416 dependiente de la frecuencia y su grado de activación se ilustra en función de la proporción de convertidor mediante el gráfico 416. Este controla una potencia adicional que se alimenta con una amplitud proporcional a una desviación de frecuencia según un factor de amplificación dependiente de la frecuencia. La regulación de potencia en función de la frecuencia está prevista, al menos como activación completa, únicamente para el segundo modo de respaldo. Un nivel de activación del 100% puede significar que un factor de amplificación dependiente de la frecuencia, que establece una relación entre la desviación de frecuencia y la potencia adicional alimentada, tenga un valor máximo. Esto se puede reducir a cero hasta un nivel de activación del 0%. Esto significaría que ya no se implementaría el control de potencia en función de la frecuencia. Un grado tan bajo de activación del control de potencia 416 dependiente de la frecuencia se puede proporcionar preferiblemente en el primer modo de respaldo. Sin embargo, también es posible que en el modo normal o en el tercer modo de respaldo esté previsto un control de potencia 416 en función de la frecuencia, en particular con una ganancia correspondientemente baja, es decir, un grado de activación correspondientemente bajo o grandes zonas muertas.

Preferentemente se propone activar un control de ángulo de inercia con un nivel de activación que tenga el mismo desarrollo que el nivel de activación 416 del control de potencia en función de la frecuencia. En particular, se reconoció que el control de ángulo de inercia es también un control dependiente de la frecuencia y se requiere en condiciones similares o iguales que el control de potencia dependiente de la frecuencia.

La Figura 4 también muestra un perfil de activación preferido de un control de reserva instantánea 418. Una activación máxima del 100% en el control de reserva instantánea puede significar que se selecciona un factor de amplificación máximo, lo que denota una conexión entre la potencia eléctrica adicional alimentada a partir de energía cinética y una desviación de frecuencia. Se considera desviación de frecuencia el valor en el que la frecuencia de la red se encuentra por debajo de un valor de referencia de frecuencia inferior. La activación del control de reserva instantánea 418 está prevista especialmente para el segundo modo de respaldo y alcanza aquí el valor del 100%.

Sólo por razones gráficas, el gráfico del control de reserva instantánea 418 está ligeramente por debajo de el del control de potencia dependiente de la frecuencia 416. De hecho, ambos gráficos en el ejemplo mostrado deberían alcanzar el valor máximo del 100%. Preferiblemente, el control de reserva instantánea 418 sólo puede activarse en el segundo modo de respaldo. Sin embargo, la activación también puede extenderse al primer modo de respaldo o comenzar allí, en particular con niveles de activación bajos, de modo que en el segundo modo de respaldo el nivel de activación sólo supera el 50 %, es decir, por encima del segundo valor de referencia.

Claims

REIVINDICACIONES

1. Un procedimiento para alimentar potencia eléctrica a una red de suministro eléctrico (120) que tiene un voltaje de red con una frecuencia de red por medio de un generador basado en convertidor (100, 112), en particular por medio de un sistema de energía eólica (100, 112), que comprende los pasos:

- estimar una proporción de convertidor de una sección de red de la red de suministro eléctrico (120), donde la proporción de convertidor indica una relación entre la potencia alimentada mediante convertidor y la potencia total alimentada,

- alimentar potencia eléctrica a la red de suministro eléctrico (120) en un modo normal dependiendo de la proporción de convertidor estimada,

- activar un primer modo de respaldo dependiendo de la proporción de convertidor estimada de acuerdo con una primera condición de activación,

- activar un segundo modo de respaldo dependiendo de la proporción de convertidor estimada de acuerdo con una segunda condición de activación, que es diferente de la primera condición de activación,

caracterizado por que

- la alimentación en el modo normal se efectúa si la proporción de convertidor estimada se encuentra por debajo de un primer valor de referencia,

- la activación del primer modo de respaldo se efectúa si la proporción de convertidor estimada alcanza o está por encima del primer valor de referencia, y

- la activación del segundo modo de respaldo se efectúa si la proporción de convertidor estimada alcanza, o está por encima de, un segundo valor de referencia, donde el segundo valor de referencia es mayor que el primer valor de referencia, donde

- el primer valor de referencia y/o el segundo valor de referencia se eligen dependiendo de otra propiedad de red de la red de suministro eléctrico (120).

2. El procedimiento según la reivindicación 1, caracterizado porque

- el primer valor de referencia se encuentra en el rango de 50-60%, y/o el segundo valor de referencia se encuentra en el rango de 80-95%.

3. El procedimiento según la reivindicación 1 o 2, caracterizado por que

- el primer valor de referencia y/o el segundo valor de referencia se eligen dependiendo de una medida de flujo de carga que identifica un flujo de potencia máximo entre la sección de red y la parte restante de la red de suministro eléctrico (120).

4. El procedimiento según cualquiera de las reivindicaciones anteriores. caracterizado por que

en el primer modo de respaldo

- se activa una función de emulación (412), que reacciona a un cambio de frecuencia de la frecuencia de la red con un cambio de potencia de la potencia alimentada, donde el cambio de potencia como reacción al cambio de frecuencia emula un comportamiento de una máquina síncrona acoplada directamente a la red de suministro eléctrico (120), donde se utiliza preferentemente una masa de giro virtual con momento de inercia de masa ajustable, y/o

- un, o el, cambio de potencia de la potencia alimentada se lleva a cabo como reacción a un cambio de frecuencia, y se utiliza total o parcialmente energía procedente de la energía de rotación de al menos un rotor (106) de una instalación de energía eólica (100) para el cambio de potencia, donde, en particular, mediante el cambio de potencia se alimenta más potencia de la instalación de energía eólica (100) que la que genera a partir del viento, y/o

- un cambio de potencia de la potencia alimentada como reacción a un cambio de frecuencia tiene una amplitud de al menos el doble de amplitud que en el caso del mismo cambio de frecuencia en el modo normal, y/o - para un cambio de potencia de la potencia alimentada como reacción a un cambio de frecuencia, no está predefinida ninguna desviación de frecuencia mínima de la frecuencia de la red con respecto a una frecuencia de referencia, o en el que una desviación de frecuencia mínima predeterminada es al menos menor que en el modo normal.

5. El procedimiento según cualquiera de las reivindicaciones anteriores. caracterizado por que

en el primer modo de respaldo

- se implementa una función de reducción de potencia (414) para una rápida limitación de potencia, donde la función de reducción de potencia (414) reduce la alimentación de potencia eléctrica en respuesta a una señal de solicitud o criterio de solicitud, y

- la reducción de la potencia está caracterizada por una constante de tiempo de reducción, donde la constante de tiempo de reducción indica un tiempo en el que la potencia se reduce en un valor de potencia nominal, donde la constante de tiempo de reducción es menor que 2 segundos, 1 segundo o 0,5 segundos, y/o por que

- con el uso de un sistema de energía eólica (100, 112) como generador basado en convertidor (100, 112), la reducción de la potencia alimentada es más rápida que una reducción de la potencia generada a partir del viento mediante el sistema de energía eólica (100, 112), y/o por que

- para reducir la potencia alimentada se consume adicionalmente potencia en la instalación de energía eólica (100, 112), en particular mediante un circuito chopper, y/o por que

- la potencia alimentada se reduce a un valor inferior a cero, de manera que el sistema de energía eólica (100, 112) extrae potencia de la red de suministro eléctrico (120), y la consume en particular, al menos parcialmente, mediante un circuito chopper.

6. El procedimiento según cualquiera de las reivindicaciones anteriores, caracterizado por que

en el primer modo de respaldo se activa un control de gradiente de frecuencia (304), donde el control de gradiente de frecuencia (304) altera la alimentación de potencia dependiendo de un gradiente de frecuencia que describe cuantitativamente un cambio de frecuencia por tiempo, en particular predefine una porción de la potencia alimentada proporcional al cambio de frecuencia.

7. El procedimiento según cualquiera de las reivindicaciones anteriores, caracterizado por que

- en el segundo modo de respaldo se activa un control de potencia dependiente de la frecuencia (416), en el que la potencia alimentada se modifica dependiendo de la frecuencia de la red de acuerdo con una especificación de control predeterminada, y la especificación de control tiene una ganancia de control y/ o está caracterizado por una velocidad de control, que se modifican dependiendo de la proporción de convertidor y/o dependiendo de la medida de flujo de carga, y/o por que

- en el segundo modo de respaldo y con el uso de un sistema de energía eólica (100, 112), se activa un control de reserva instantánea (418), en el que, dependiendo de la frecuencia de la red, a valores de la frecuencia de red por debajo de un valor de referencia de frecuencia inferior, la energía cinética se extrae de al menos un rotor giratorio (106) y se alimenta a la red de suministro eléctrico (120).

8. El procedimiento según cualquiera de las reivindicaciones anteriores, caracterizado por que

en el segundo modo de respaldo se activa un control de ángulo de inercia, donde

- el control de ángulo de inercia opera un sistema de referencia, en el que una masa de giro virtual gira con una velocidad de rotación correspondiente a la frecuencia de la red, y

- de ello se deriva una señal de referencia con una frecuencia de referencia y un ángulo de fase en relación con el voltaje de la red, donde

- la rotación de la masa de giro virtual sigue a un cambio de la frecuencia de la red con una función de retardo, de modo que

- el ángulo de fase de la señal de referencia varía a medida que cambia la frecuencia de la red, y

- el control de ángulo de inercia controla una alimentación de potencia en función del ángulo de fase de la señal de referencia, en particular

- controla una parte de la potencia alimentada proporcional al ángulo de fase, y/o

- la masa de giro virtual se caracteriza por un momento de inercia que es regulable, y

- la función de retardo tiene una constante de tiempo de arranque que es proporcional al momento de inercia, donde preferiblemente

- el momento de inercia se elige en función de un punto de funcionamiento del generador basado en convertidor (100, 112), en particular en función de la potencia alimentada.

9. El procedimiento según cualquiera de las reivindicaciones anteriores, caracterizado por que en el segundo modo de respaldo

- está prevista una alimentación de potencia dependiente del voltaje de red, que predefine y alimenta la potencia alimentada o una parte de ella en función de una desviación de voltaje del voltaje de red con respecto a un voltaje de referencia, en particular en función de un voltaje nominal de red, donde en particular

- una parte de potencia de la potencia alimentada está predefinida y alimentada proporcionalmente a la desviación de voltaje, y en particular

- además se predetermina y se alimenta otra parte adicional de la potencia alimentada en función de una parte integral de la desviación de voltaje, en particular proporcional a la misma.

10. El procedimiento según cualquiera de las reivindicaciones anteriores, caracterizado por que en el segundo modo de respaldo

- está prevista una alimentación de potencia reactiva (308) dependiente del voltaje de red, que predefine y alimenta la potencia reactiva alimentada o una parte de la misma en función de una desviación de voltaje del voltaje de red con respecto a un voltaje de referencia, en particular en función de un voltaje nominal de red, donde

- al menos una parte de la potencia reactiva alimentada se predefine y alimenta en función de una parte integral de la desviación de voltaje, en particular proporcional a la misma.

11. El procedimiento según cualquiera de las reivindicaciones anteriores, caracterizado por que

en el segundo modo de respaldo se activa un control de repuesto (306), en el que se reserva una potencia de repuesto como reserva de potencia, operando el generador basado en convertidor (100, 112) de una manera restringida por una potencia de restricción, en particular, el sistema de energía eólica (100, 112) en el nivel de potencia de restricción genera menos potencia a partir del viento de la que sería posible basándose en el viento predominante, para, en caso necesario, abandonar el funcionamiento restringido y aumentar la potencia de alimentación en la potencia de restricción, o una parte de la misma.

12. El procedimiento según cualquiera de las reivindicaciones anteriores, caracterizado por que

en el segundo modo de respaldo se activa un modo de marcado de voltaje (310), donde en particular el generador basado en convertidor (100, 112) comprende varios inversores para generar en cada caso una parte de la potencia alimentada y, tras la activación del modo de marcado de voltaje (310), al menos uno de los inversores cambia de una operación de marcado de corriente a una operación de marcado de voltaje.

13. El procedimiento según cualquiera de las reivindicaciones anteriores, caracterizado por que

tras la activación de un, o del, modo de marcado de voltaje (310), un número de inversores usados para la alimentación cambian a una operación de marcado de voltaje y el número depende de la proporción de convertidor estimada y/o se proporcionan una pluralidad de generadores basados en convertidor (100, 112) y, tras la activación del modo de marcado de voltaje (310), al menos uno de los generadores basados en convertidor (100, 112) cambia a operación de marcado de voltaje y el número de generadores basados en convertidor (100, 112) que cambian a la operación de marcado de voltaje depende de la proporción de convertidor estimada.

14. El procedimiento según cualquiera de las reivindicaciones anteriores, caracterizado por que

- está previsto un tercer modo de respaldo, que se puede activar adicionalmente al modo normal y/o que se puede activar si la proporción de convertidor no alcanza el primer valor de referencia, donde

- en el tercer modo de respaldo se detecta una oscilación de baja frecuencia en la red de suministro eléctrico (120), que denota en particular una oscilación de una amplitud del voltaje de red que tiene una frecuencia inferior a una frecuencia nominal de la red, y

- se realiza una amortiguación de la oscilación de baja frecuencia detectada.

15. El procedimiento según cualquiera de las reivindicaciones anteriores, caracterizado en que

- entre los generadores que no alimentan mediante convertidor, se detecta un tipo dominante de central eléctrica del tramo de red, donde

- como tipo de central eléctrica de generadores que no alimentan mediante convertidor, se distingue al menos entre una central eléctrica de carga base y una central eléctrica de regulación, en particular se distingue al menos entre una central nuclear, una central eléctrica alimentada por carbón, una central eléctrica alimentada por gas y una central hidroeléctrica, y

- el tipo de central eléctrica dominante es el tipo de central eléctrica que, entre los generadores que no alimentan mediante convertidor, puede alimentar la mayor cantidad de potencia a la sección de red, y

- dependiendo del tipo dominante de central eléctrica

- se selecciona el primer, segundo y opcionalmente tercer modo de respaldo y/o

- se selecciona y utiliza al menos un control suplementario.

16. Un sistema de energía eólica (100, 112) para alimentar potencia eléctrica a una red de suministro eléctrico (120) que tiene un voltaje de red con una frecuencia de red, donde el sistema de energía eólica (100, 112) está configurado como un generador basado en convertidor (100, 112), que comprende:

- un dispositivo de estimación para estimar una proporción de convertidor de una sección de red de la red de suministro eléctrico (120), donde la proporción de convertidor indica una relación entre la potencia alimentada mediante convertidores y la potencia total alimentada,

- un dispositivo de alimentación (105) para alimentar potencia eléctrica a la red de suministro eléctrico (120) en un modo normal dependiendo de la proporción de convertidor estimada,

- un dispositivo de control (103, 122), preparado para activar un primer modo de respaldo dependiendo de la proporción de convertidor estimada de acuerdo con una primera condición de activación, y

- preparado para activar un segundo modo de respaldo dependiendo de la proporción de convertidor estimada de acuerdo con una segunda condición de activación, que es diferente de la primera condición de activación, caracterizado por que

17. El sistema de energía eólica (100, 112) según la reivindicación 16, caracterizado por que el sistema de energía eólica (100, 112) está configurado para llevar a cabo un procedimiento según cualquiera de las reivindicaciones 1 a 15.