MX2015000688A

MX2015000688A - Metodo para controlar un parque eolico.

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Publication number: MX2015000688A
Application number: MX2015000688A
Authority: MX
Inventors: Volker Diedrichs
Original assignee: Wobben Properties Gmbh
Priority date: 2012-07-20
Filing date: 2013-07-02
Publication date: 2015-07-06
Also published as: RU2015105756A; MX364386B; NZ703980A; EP4181339A1; TW201415759A; CN104521090A; CL2015000138A1; CN104521090B; JP2015523048A; EP2875562A1; UA116450C2; CA2878993A1; AR091841A1; IN2015DN00246A; RU2608955C2; US20150148974A1; JP2017163838A; JP6181177B2; BR112015001114A2; US10174742B2

Abstract

La invención se refiere a un método para controlar un parque eólico (200) que comprende varias instalaciones de energía eólica (202) para la alimentación de energía eléctrica en una red eléctrica AC (206) en un punto de acoplamiento común (PCC, por sus siglas en inglés) (204). El método comprende la alimentación de una corriente trifásica en el punto de acoplamiento común (204), identificar un voltaje en la red (UN) en el punto de acoplamiento común, comparar el voltaje de la red (UN), que fue identificado en el punto de acoplamiento común (204) con por lo menos un valor de punto de control prefijado, determinar los valores de punto de control para las instalaciones de energía eólica (202) dependiendo de la comparación llevada a cabo para cumplir con un criterio de estabilidad en el punto de acoplamiento común (204), para los valores de punto de control determinados a unidades de control (212) de las instalaciones de energía eólica individuales (202), y generar corriente eléctrica (i1, i2, i3) en cada una de las instalaciones de energía eólica (202) en función de los valores de punto de control predeterminados para la alimentación conjunta en el punto de acoplamiento común (204).

Description

MÉTODO PARA CONTROLAR UN PARQUE EÓLICO Descripción de la Invención La presente invención se refiere a un método para el control de un parque eólico así como también a un correspondiente parque eólico. En especial, la presente invención se refiere al control de un parque eólico para la alimentación de energía eléctrica en una red eléctrica AC (corriente alterna) en un punto de acoplamiento común, así como también a tal parque eólico.

Los parques eólicos son generalmente conocidos, se refieren a varias instalaciones de energía eólica que desde el punto de vista organizativo forman parte de un conjunto. En especial, todas las instalaciones de energía eólica que forman parte de un parque eólico alimentan una red eléctrica AC en un punto de acoplamiento común. Usualmente, cada instalación de energía eólica genera de por sí misma una energía eléctrica a ser alimentada, es decir, usualmente una energía eléctrica trifásica a ser alimentada. Para este propósito, la instalación de energía eólica se refiere al voltaje en la red eléctrica AC que se va a alimentar, que también es referido simplemente más adelante como red, en particular de acuerdo con amplitud, frecuencia y fase del voltaje.

Además de ello, por ahora se sabe y se desea utilizar instalaciones de energía eólica, en especial los parques Ref . 253 ·^ eólicos, para dar soporte a la red. En otras palabras, el objetivo no es sólo el de alimentar la máxima cantidad de energía eléctrica posible en la red, sino también alimentar en tal forma, y, si es necesario, aún reducir la energía alimentada, que la red puede soportar en términos eléctricos. Las primeras solicitudes de patente que se han ocupado de estos temas, son los documentos WO 02/086315, WO 02/086314, WO 01/86143, WO 99/33165, WO 02/044560. Del documento WO 03/030329 A se conoce un procedimiento en el que toda la energía producida por el parque eólico puede ser reducida externamente por el operador de la red de suministro eléctrica conectada.

Además, se hace referencia al ensayo "Loss of (Angle) Stability of Wind Power Plants" de V. Diedrichs y otros, presentado y leído en el 10°. International Workshop on Large-Scale Integration of Wind Power into Power Systems as well as on Transmission Networks for Offshore Wind Farms, Aarhus (Dinamarca), 25 - 26 Octubre 2011". En el mismo se hace referencia básicamente al problema en donde la pérdida de estabilidad en la red puede fundamentalmente también presentarse en instalaciones de energía eólica que están conectadas a la red de suministro de alimentación.

En este caso, el operador puede predeterminar un valor porcentual a través del cual las instalaciones de energía eólica pueden reducir su suministro de energía.

Tales enfoques ya se han previsto parcialmente para la estabilización de la red. En especial, estas soluciones consideran un ajuste de la energía alimentada a la demanda actual; particularmente consideran el suministro en exceso o la escasez del suministro de energía en la red.

Cuando se alimenta energía eléctrica, es decir, tanto energía activa como energía reactiva, es una necesidad global asegurar la estabilidad de los sistemas de energía eléctrica y de las plantas eléctricas, lo que incluye las instalaciones de energía eólica y los parques eólicos. Al respecto, la estabilidad se refiere a la frecuencia y el voltaje simultáneamente en todas las áreas del sistema de energía.

La pérdida de una estabilidad de este tipo se designa en general también como "pérdida de esta estabilidad", y también puede abreviarse como LOS (por sus siglas en inglés). La expresión "Pérdida de Estabilidad" describe procesos y condiciones físicas, que ya no aseguran más la estabilidad mencionada, e ilustran que éstos deben evitarse o detenerse lo más rápidamente posible, si ya se encuentran presentes. Estos problemas son fundamentalmente raros, pero por lo tanto son los más serios. Por ejemplo, esto incluye cortes de porciones de la red, como ocurrió, por ejemplo, en 2004 en los E.U.A., o en el sistema de energía global, como ocurrió en 2004 en Italia.

Básicamente, el conocimiento téenico en cuanto al tema de la estabilidad ha sido desarrollado a profundidad y tratado en una amplia variedad de publicaciones. Un trabajo estándar internacionalmente reconocido es Kundur, P.: Power Systems Stabililty and Control, McGraw-Hill.

La denominada "razón proporcional del cortocircuito" (SCR, por sus siglas en inglés) sirve para evaluar la viabilidad de la operación de plantas eléctricas a una escala global, en su mayor parte con generadores síncronos, en los puntos de acoplamientos comunes con sistema de energía.

Aparte de tal evaluación global o absoluta mediante la SCR, se efectúan otras evaluaciones basadas en criterios especiales. Tales criterios se dirigen a diversos tipos de procesos que son relevantes para la estabilidad, tales como el proceso de un colapso del voltaje, o en la estabilidad de un ángulo, es decir los ángulos de fase en la red, lo que en términos generales lleva la denominación de "estabilidad angular". Estas evaluaciones proveen en especial valores métricos o bien valores normativos para las distancias de estabilidad.

Esta razón proporcional de la corriente de cortocircuito es la razón proporcional entre la potencia del cortocircuito y la carga conectada. En este caso, bajo el concepto potencia del cortocircuito es la energía que la red de suministro respectiva en el punto de acoplamiento común, al que debe conectarse la planta de energía relevante, puede proveer en el caso de un cortocircuito. La carga conectada es la carga conectada de la planta de energía que se va a conectar, en particular la capacidad nominal del generador que se va a conectar.

En cuanto a los requerimientos para una razón proporcional de la corriente del cortocircuito, SCR, debe considerarse necesaria una razón proporcional de la corriente de corto circuito de SCR > 4, sin embargo, prácticamente por lo general de SCR > 10 para la operación confiable de las plantas de energía con generadores síncronos. Para este propósito, para Alemania, se hace referencia al Código de Transmisión VDN 2007. Usualmente se requiere una razón proporcional de cortocircuito SCR >4...6 en el mercado para la conexión con instalaciones de energía eléctrica o parques eólicos.

Por consiguiente la cantidad requerida SCR limita la potencia de la planta eléctrica en un "punto de acoplamiento común" (PCC, por sus siglas en inglés), como es generalmente referido, o determina los refuerzos necesarios para la red.

La potencia del cortocircuito es una red característica en el punto respectivo de acoplamiento común, y de esta forma en un primer valor predeterminado, si la red correspondiente ya existe ahí. Dado que la razón proporcional de la corriente del cortocircuito no deberá quedar por debajo de un cierto valor, es decir, particularmente en el área de 4 a 6, la energía de una planta de energía o un parque eólico que se va a conectar a un punto de acoplamiento común se limita. Por lo tanto, las plantas eléctricas solamente se pueden conectar hasta un cierto valor, o se hace necesario expandir la red con el fin de facilitar la conexión de una planta eléctrica con una producción de energía más alta.

La Oficina de Patentes y Marcas de Alemania ha investigado el siguiente estado de la téenica en la solicitud de prioridad: DE 102009 030 725 A2, WO 2011/050807 A2 y Loss of (Angle) Stability of Wind Plants - The Underestimateds Phenomenon in Case of Very Low Short Circuit Ratio en 10a. International Workshop on Large-Scale Integration of Wind Power into Power Systems así como en Transmission Networks of Offshore Wind Farms, Aarhus, Octubre 26, 2011 de Volker Diedrichs, Alfred Beekmann, Stephan Adloff.

El objeto de la presente invención es abordar por lo menos uno de los problemas anteriormente mencionados. En especial, habría que proponer una solución mediante la cual una instalación de energía eólica o un parque eólico pueda conectarse a un punto de acoplamiento común y operarse en una forma estable, con una razón proporcional de corriente de cortocircuito que sea tan baja como sea posible, particularmente con una razón proporcional de corriente de cortocircuito de SCR>1,5...2. En especial, debería ser posible lograr esto para una instalación de energía eólica o para un parque eólico con una alimentación de energía por medio de convertidores de potencia máxima, los denominados inversores controlados con voltaje, que también se denominan "convertidores con fuente de voltaje" (VSC, por sus siglas en inglés) . Por lo menos debería proponerse una solución alternativa.

De acuerdo con la invención se propone un procedimiento para controlar un parque eólico que comprende una o varias instalaciones de energía eólica, de acuerdo con la reivindicación 1. De acuerdo con ello, se asume un parque eólico con varias instalaciones de energía eólica, que alimentan energía eléctrica a una red eléctrica AC en un punto de unión del punto de acoplamiento común (PCC, por sus siglas en inglés). El procedimiento para el control del parque eólico de esta forma también puede considerarse o ser referido como un procedimiento para la alimentación de energía eléctrica mediante un parque eólico. En este caso, primero se alimenta una energía trifásica en el punto de acoplamiento común.

Además, se identifica un voltaje de la red en el punto de acoplamiento común. La identificación tiene lugar en especial mediante la medición, en donde los valores del voltaje de la red determinados que realmente además se están utilizando además pueden procesarse, particularmente por un procesamiento aritmético.

Seguidamente el voltaje de la red identificado se compara con por lo menos un valor de punto de control dado. El procedimiento se refiere a la alimentación estable de energía eléctrica en una red eléctrica AC, que es simplemente referida más adelante como la red. De manera correspondiente el experto sabe que la comparación se efectúa lo más rápidamente posible en tiempo real y con la mayor frecuencia posible, preferentemente de manera continua o casi continua. Además, se parte fundamentalmente de una red de energía eléctrica AC usual, que presenta una frecuencia de red de 50 Hz o de 60 Hz. De manera correspondiente la identificación del voltaje de la red se hará rápida y frecuentemente en el punto de acoplamiento común.

Además, para cada instalación de energía eólica se determina por lo menos un valor de punto de control. Este valor de punto de control se determina en función de la comparación llevada a cabo, es decir el voltaje de red identificado con un valor de punto de control para el voltaje. El valor de punto de control correspondiente se determina de manera tal que es posible implementar en el punto de acoplamiento común el criterio de estabilidad. De manera correspondiente, este valor de punto de control también se determina sobre bases continuas, y se fija dependiendo de la comparación, que también se lleva a cabo sobre bases continuas, y de esta forma se actualiza de acuerdo con la situación cambiante. Por consiguiente, el valor de punto de control puede variar de manera constante, y de esta forma, se presentan varios valores del punto de control posteriores a los valores del punto de control. De manera correspondiente, el procedimiento se refiere también a la determinación de valores de punto de control. Estos valores de punto de control pueden ser idénticos, (sólo inicialmente, según sea el caso) para varias instalaciones de energía eólica que forman parte del parque, o pueden ajustarse individualmente a cada instalación de energía eólica. Tal ajuste individual depende entre otros del tipo de valor de punto de control, tanto si las correspondientes instalaciones de energía eólica son iguales entre sí o no. La adjudicación del valor de punto de control también puede depender de la disposición local de las correspondientes instalaciones de energía eólica en el parque, es decir, específicamente se las líneas de conexión eléctrica de la instalación de energía eólica respectiva y el punto de unión del acoplamiento son significativamente diferentes de la conexión eléctrica entre la correspondiente instalación de energía eólica y el punto de acoplamiento común.

Los valores de punto de control son transferidos a las unidades de control de la planta de instalaciones de energía eólica individuales. De esta manera se prevé que cada instalación de energía eólica tenga su propia unidad de control y que a la misma se hagan llegar los correspondientes valores de punto de control. De esta manera la instalación de energía eólica o bien su unidad de control individual de la planta recibe por lo menos un valor de punto de control o bien una secuencia de valores de punto de control procedentes de un lugar central; sin embargo, se ajusta individualmente un valor de punto de control o una secuencia de valores de punto de control en la instalación de energía eólica. En especial, la energía trifásica que se va a alimentar, es decir las corrientes de fase individuales a ser alimentadas de acuerdo con la cantidad, fase y frecuencia, se producen especialmente por cada unidad de control de la planta de cada instalación de energía eólica individualmente.

Las corrientes eléctricas producidas para la alimentación de cada instalación de energía eléctrica después se transfieren conjuntamente y alimentan el punto de acoplamiento común del parque eólico. En especial, para este propósito, las corrientes se superponen linealmente con otras corrientes procedentes de otras instalaciones de energía eólica. A tal efecto cada instalación de energía eólica puede comprender un inductor de salida y/o un transformador de salida.

Fundamentalmente, las razones para determinar la razón proporcional de la corriente de cortocircuito de SCR>4 o incluso SRC> 6, están justificadas. Con bajas razones proporcionales de corriente de cortocircuito, se esperan fuertes aumentos o bajas (en particular, aumentos o bajas exponenciales de las sensibilidades de la corriente en el punto de unión de acoplamiento común [PCC]), dependiendo de la alimentación respectiva en energía reactiva o activa o como una respuesta a esto. En este caso los controles internos en las instalaciones de energía eólica se pueden hacer inestables si el voltaje en el punto de acoplamiento común se utiliza como un valor actual para estos controles. Además, los controles del voltaje pueden hacerse inestables. Similarmente, existe el riesgo de una pérdida de estabilidad, sobre las bases de los mecanismos de un colapso de del voltaje y/o sobre las bases de una estabilidad del ángulo o una pérdida de tal estabilidad del ángulo.

Por ello la solución propuesta propone en especial prevenir que los controles internos de las instalaciones de energía eólica se hagan inestables cuando se utiliza el voltaje en la unión del punto de acoplamiento común como un valor actual.

Similarmente, se evitará que los controles del voltaje se hagan inestables, que utilizan la energía reactiva de la instalación de energía eólica o del parque eólico como una variable manipulada.

Finalmente, también debería impedirse que el sistema, es decir particularmente el parque eólico alimentador, se aproxime demasiado a un límite de estabilidad, a un denominado límite LOS (pérdida de estabilidad).

Preferiblemente, se propone que la energía que se alimenta en el punto de acoplamiento común también se identifique, y que en especial se mida ahí, o que la energía alimentada se identifique sobre las bases de una medición directa o indirectamente detrás del punto de acoplamiento común. Esto lleva a que el control se base en las corrientes, que efectivamente se alimentan. De esta manera, se tienen en cuenta posibles desviaciones entre la corriente determinada o las corrientes determinadas y la energía, que realmente se alimentan y de esta forma se toman en consideración. También, la energía, que realmente se alimenta, particularmente la energía activa alimentada, puede identificarse si las corrientes respectivas y el voltaje son conocidos de acuerdo con un monto y una fase. Durante la medición en la red, también se detecta y tiene en cuenta la respuesta de la red. Esta respuesta de la red es una reacción a la energía efectivamente alimentada, es decir a las corrientes efectivamente alimentadas y en este respecto las mediciones permiten asignar las respuestas de la red a las variables eléctricamente realmente alimentadas.

Adicional o alternativamente, se lleva a cabo la identificación del voltaje de la red en el punto de acoplamiento común, comparando el voltaje de la red medido en el punto de acoplamiento común con al menos un valor de punto de control predeterminado y/o la determinación del valor de punto de control se hace por medio de una unidad de control central. Por ello se ha previsto una unidad para varias instalaciones de energía eólica, en especial para todas las instalaciones de energía eólica del parque, que identifica, mide y/o calcula tales datos sensibles. Esto también sirve para prevenir que las instalaciones de energía eólica individuales, o bien sus controles pueden actuar antagónicamente entre sí, porque tal unidad de control central también puede predeterminar un valor de punto de control que es estable con el tiempo. Por consiguiente, una fluctuación de control menor no es notable inmediatamente y/o no puede o es poco probable que resulte en una reacción en cadena en otras instalaciones de energía eólica conectadas en el mismo punto de acoplamiento común. En especial por lo tanto se evitan tales efectos, por ejemplo, una primera instalación de energía eólica conduce a una modificación del voltaje en el punto de acoplamiento común, y una segunda instalación de energía con base en este cambio de voltaje detectado, por ejemplo, contrarresta en términos de control, que a su vez llevan a un efecto, tal como un cambio de voltaje, que a su vez causa que la primera instalación de energía eólica la contrarreste, lo que podría iniciar una reacción en cadena.

Las unidades de control de la planta de instalaciones de energía eólica individuales, que reciben sus valores de punto de control particularmente en aquí de la unidad de control central, controlan individualmente la instalación de energía eólica, y particularmente la producción de la energía eléctrica trifásica a alimentar respectivamente. De esta manera, esta producción está adaptada a la instalación de energía eólica específica y la unidad de control de la planta por consiguiente se controla individualmente. En cuanto a la referenciación, es decir, en particular la identificación de frecuencia y fase, cada unidad del control de la planta de cada instalación de energía eólica puede medir individualmente o considerar individualmente los valores de medición o de los valores de entrada, registrados centralmente en el punto de acoplamiento común. Sin embargo, tal consideración directa de los valores de medición en las unidades de control de las plantas individuales, se limita particularmente a tal referenciación. En particular, la cantidad de energía activa y energía reactiva que se va a alimentar no se determina para cada unidad de control de panta individual, sino que se predetermina mediante tal unidad de control central.

En términos simples, la unidad de control central tiene una influencia calmante, y proporciona la posibilidad de especificar importantes valores de punto de control que son relevantes para la estabilidad conjuntamente e individuamente, mientras que las unidades de control de las plantas individuales están adaptadas funcionalmente a cada instalación de energía eólica individual para así predeterminar particularmente las corrientes específicas que se va a alimentar.

La adaptación individual y funcional de las unidades de control de las plantas individuales puede intervenir preferentemente en el control operativo de la instalación de energía eólica, y, por ejemplo, controlar una reducción en la energía producida por el viento por medio de un ajuste de las aspas del rotor de la instalación de energía eólica. El ajuste de las aspas del rotor generalmente se conoce como inclinación del aspa y se lleva a cabo individualmente por la instalación de energía eólica, en particular por su unidad de control de planta. Sin embargo, es particularmente la unidad de control central, quien predetermina y acciona la implementación de tal reducción.

Tal división tal entre una unidad central de control y las unidades de control individuales de la planta con las tareas descritas o bien con la distribución descrita de las tareas, lo que puede evitar, en particular, que la unidad de control interna de una instalación de energía eólica se haga inestable cuando el voltaje del punto de acoplamiento común se utiliza como un valor actual, sino se utiliza para referenciación. Similarmente, los controles del voltaje, que utilizan la energía reactiva de la instalación de energía eólica o del parque eólico como una variable manipulada, son para prevenir que se haga inestable.

Además, o alternativamente, los alores del punto de control se determinan dependiendo de al menos un criterio de estabilidad variable, en donde el criterio de estabilidad depende en especial del estado de la red de la red de energía AC en el punto de acoplamiento común. Por ejemplo, el criterio de estabilidad puede depender de la amplitud del voltaje de la red, o de un cambio o un cambio de velocidad de la amplitud del voltaje de la red, o de la frecuencia o el cambio en la frecuencia del voltaje de la red. El criterio de estabilidad, como tal, puede ser una desviación del voltaje real con respecto al voltaje del punto de control, y depende por sí mismo del voltaje.

Para mencionar sólo un ejemplo simple e ilustrativo, el criterio de estabilidad podría ser una desviación máxima admisible del voltaje de, por ejemplo 10% de sobre-voltaje, si la frecuencia del voltaje corresponde exactamente al valor de punto de control. Sin embargo, si la frecuencia es al menos ligeramente mayor que la frecuencia del punto de control o si aumenta la frecuencia en la red, el sobre-voltaje admisible mencionado se podría reducir de 10% a 5%. Por lo tanto, en este ejemplo, el criterio de estabilidad sería verificado como una función del voltaje, es decir por una verificación del nivel del voltaje, y al mismo tiempo se adaptaría en función de la frecuencia, es decir, en el ejemplo ilustrativo, el sobre voltaje variaría entre 5% y 10%.

En este caso se tiene en cuenta una consideración del voltaje en el punto de acoplamiento común, en el lado de la red o en el lado del parque. También se pueden considerar los voltajes en las terminales de las instalaciones de energía eólica.

En función de este criterio de estabilidad se modifica entonces un valor de punto de control para las instalaciones de energía eólica. En especial, es posible modificar un valor de punto de control respectivamente para la energía reactiva, la energía activa o ambas.

Alternativamente, la energía reactiva y/o la energía activa que se alimentan por el parque eólico también se pueden tomar como las bases para el criterio de estabilidad. En este caso, el criterio de estabilidad particularmente puede ser una especificación existente en la forma de un valor o un área para la energía activa o la energía reactiva que se va a alimentar, junto con la aceptación de que esta especificación se va a examinar. La energía activa alimentada sola puede ser influenciada a un cierto grado, como la energía activa que puede alimentarse depende del viento prevalente. Con un criterio de estabilidad propuesto, la relación la energía reactiva y la energía activa puede ser relevante. Por ejemplo, puede ser relevante una cierta adaptación específica de la energía reactiva a la energía activa y tomarse como una base.

Es preferible que la determinación del valor de punto de control se base en una descomposición del componente de secuencia positivo y el componente de secuencia negativo de acuerdo con el método de componente simétrico, y que los valores de punto de control sean valores del componente de secuencia positivo, es decir, por lo menos una energía reactiva de la correspondiente instalación de energía eólica que se va a alimentar y está relacionada con el componente de secuencia positivo, y además o alternativamente al menos un voltaje de salida o de sujeción de la instalación de energía eólica respectiva que está relacionada con el componente de secuencia positivo, y además o alternativamente al menos una energía activa de la instalación de energía eólica respectiva que se va a alimentar y relacionada con el componente de secuencia positivo, particularmente a una energía activa máxima que se va a alimentar.

Mediante la predeterminación de la energía reactiva y/o de la energía activa a ser alimentada, es posible predeterminar un valor importante que soporta a la red o influye sobre la estabilidad de la red. Una respectiva energía reactiva puede ayudar a resolver o reducir una caída de voltaje en una larga línea de suministro o una larga línea en la red eléctrica AC.

La amenaza de una inestabilidad debido a una muy baja razón proporcional de corrientes de cortocircuito, es decir, debido a una comparativamente gran carga conectada, puede resolverse reduciendo la energía activa alimentada. La predeterminación de una energía activa máxima que se va a alimentar es particularmente provista porque el viento prevalente permanentemente limita la energía activa que se va a alimentar, y de esta forma un valor de punto de control de energía activa que excede tal límite no puede implementarse.

Una especificación combinada y coordinada de la energía activa y la energía reactiva que se van a alimentar también es ventajosa, porque un punto operativo que se determina de acuerdo con la energía activa y la energía reactiva es particularmente crucial para la estabilidad del parque eólico durante la alimentación.

Tomando el método de los componentes simétricos como una base, también es posible tener en cuenta un sistema trifásico no simétrico. En el caso ideal, los componentes del componente de secuencia negativo se determinan como 0, es decir, si el sistema trifásico es simétrico.

De acuerdo con una modalidad, se propone que se calcule un límite de estabilidad y se almacene para el control, en particular, que se lo almacene en la unidad central de control como un mapa característico. Por ejemplo, tal límite de estabilidad puede ser un mapa característico o gráficamente mostrando, una característica, que se forma de varios pares de valores de la energía reactiva y la energía activa. En consecuencia, se determinan los valores de punto de control para la energía reactiva y la energía activa respectivamente en tal forma que el punto operativo que se devine de acuerdo con la energía reactiva y la energía activa se localiza solamente en un lado del límite de estabilidad, es decir en el lado estable.

Un límite de estabilidad de este tipo es en especial una propiedad de la red conectada referida al punto de alimentación en la red. En consecuencia, se propone preferentemente medir o por el contrario identificar la red AC conectada con el fin de determinar tal límite de estabilidad. Si se determina y almacena tal límite estabilidad, por consiguiente se puede fácil y/o confiablemente determinar o monitorear un punto operativo estable. El control del parque eólico, es decir, la alimentación en el punto de acoplamiento común, entonces no se requiere, o por lo menos se requiere menos para detectar una amenazante pérdida de estabilidad debido a procesos dinámicos inesperadamente detectados, en especial en el punto de acoplamiento común. Más bien, puede reconocerse ya de antemano, en dónde (y, como puede ser el caso, también cuando) ocurriría una pérdida de la estabilidad si no se toman contramedidas. Al respecto, es posible evitar cualquier contramedida abrupta o bien radical si un punto de operativo se determina de forma segura. Preferiblemente, tal punto operativo puede ser definido por la energía activa alimentada y la energía reactiva alimentada, y, preferentemente, la energía activa y la energía reactiva que se van a alimentar por consiguiente se limitan y/o por consiguiente se determina un unto operativo. Es preferible que un punto operativo de este tipo se fija o limita en tal forma que se fija y mantiene una distancia segura entre el punto operativo y el límite de la estabilidad.

De acuerdo con otra modalidad, se propone que los parámetros del punto de alimentación de la red o los parámetros de la red AD de acuerdo con las mediciones en el punto de alimentación de la red se comparen con respecto al punto de alimentación de la red para así evaluar las características de la red de energía AC. En particular, se utiliza el voltaje identificado en el punto de alimentación de la red y/o la energía identificada en el punto de alimentación de la red. En este caso, un parámetro puede ser la sensibilidad de los valores de alimentación por parte de la red. Esta sensibilidad es un cambio en el voltaje en el punto de acoplamiento común con respecto a un cambio en la energía alimentada. En particular, puede calculársela como la suma del cambio en función del voltaje dependiendo del cambio en la energía activa alimentada y el cambio en el voltaje dependiendo de la energía activa alimentada. En otras palabras, la sensibilidad se calcula aquí de un derivativo parcial del voltaje de acuerdo con la energía activa por una parte y en base a la energía reactiva por otra parte. Tal sensibilidad, que también es referida como la sensibilidad de la red y que se refiere al punto de acoplamiento común, posiblemente también sirve para detectar una amenaza de la pérdida de estabilidad o por lo menos un debilitamiento de la estabilidad de la red. Adicional o alternativamente, se propone utilizar esto para una evaluación de la calidad y, en particular, la estabilidad del punto operativo del parque eólico o el punto operativo de la instalación de energía eólica. En base a esto, es posible, si se requiere, tomar la medida correctiva.

Preferiblemente, se propone que las sensibilidades de la red sean registradas y almacenadas durante un análisis de red previamente llevado a cabo y que además se identifiquen las sensibilidades de la red para un punto operativo actual. Después se lleva a cabo un control, especificación y/o cambio de por lo menos un valor de punto de control dependiendo de una comparación de las sensibilidades actuales de la red con las sensibilidades de la red anteriormente registrados. En especial, se reduce un valor de punto de control para la energía activa a ser alimentada si la comparación revela que una desviación excede el valor de umbral predeterminado. Las sensibilidades de la red son respuestas a cambios de la red, en particular los cambios en la alimentación. En este caso se tiene especialmente en cuenta una sensibilidad de la red como una respuesta a una modificación de la energía activa alimentada y una sensibilidad de la red se considera como una respuesta a una modificación de la energía reactiva alimentada. Estas dos sensibilidades de la red también se pueden combinar o considerarse juntas. Tal sensibilidad de la red es una propiedad de la red y por lo tanto puede ser registrada y almacenada previamente. Estas pueden ayudar en la detección de inestabilidades en una etapa temprana y evitarlas. En particular, una elevada sensibilidad de la red significa que la red es muy fuerte, es decir que es muy sensible, y ya responde a pequeños cambios. Por consiguiente se puede adaptar el control, como se propone de acuerdo con una modalidad.

También debe tenerse en cuenta que pueden cambiar las condiciones en la red, y que las condiciones limítrofes pueden tener un impacto en la sensibilidad de la red. Mediante la comparación de las sensibilidades de la red actualmente recolectadas con sensibilidades correspondientes de la red previamente determinadas respectivas, es posible detectar si la red aún se comporta en la forma previamente determinada, o si debe esperarse un comportamiento divergente. En este último caso, puede ser necesario un cuidado especial, ya que las especificaciones de control ahora ya pueden ser insuficientes, o al menos ya no adaptadas óptimamente a la red. En este caso, la reducción de la energía activa alimentada puede ser una primera medida de protección. En particular, esto puede ayudar a aumentar una distancia entre el punto operativo y el límite de estabilidad.

De acuerdo con otra modalidad, se propone que tenga lugar un cambio repentino o un cambio en uno o dos pasos de un valor de punto de control para la energía reactiva a ser alimentada y/o para la energía activa a ser alimentada. Esto da como resultado un cambio fuerte con por consiguiente un fuerte impacto. Por otra parte, un cambio gradual también puede llevar al hecho de que se requiera un cambio en menos casos, particularmente que la energía activa y/o la energía reactiva a ser alimentadas no se requiera que cambien continuamente. Es preferible tal cambio repentino o gradual se hace con un retardo de tiempo predeterminado.

De acuerdo con una modalidad, también se propone, sobre la base de una respuesta del voltaje de la red en un punto de acoplamiento común a tal cambio repentino, determinar una sensibilidad actual de la red. En este caso, la sensibilidad de la red puede obtenerse mediante la generación de una diferencia, es decir, mediante la identificación del voltaje, así como la energía activa o la energía reactiva repentinamente modificadas en un tiempo anterior al cambio repentino, y en un tiempo posterior al cambio repentino, y colocando tales dos diferencias con relación entre sí.

De acuerdo con una modalidad, adicionalmente se propone utilizar un controlador de la histéresis para predeterminar los valores de punto de control. Un controlador de la histéresis es un controlador cuya salida, es decir la variable manipulada (tal como, en este caso, la especificación de los valores de punto de control), no está directa y claramente relacionada con valor de entrada respectivo, pero que también depende de los valores previos. Si un voltaje forma la entrada del controlador, que en este caso se utiliza meramente como un ejemplo general, y una energía reactiva forma la salida del controlador, una elevación del voltaje más allá de su valor de punto de control, por ejemplo, puede llevar a una elevación de la energía reactiva. Si el voltaje regresa a su valor de punto de control, o al menos al área, la energía reactiva entonces puede conservar su valor, por lo menos temporalmente. De la misma manera, un controlador de histéresis propuesto puede también incluir un retardo de manera tal que, utilizando el ejemplo arriba mencionado, un exceso del voltaje no lleva inmediatamente a una respuesta del controlador, sino solo después de un cierto transcurso de tiempo. Sin embargo, si ya no existe un exceso de voltaje antes de este transcurso de tiempo, tampoco tiene lugar una respuesta en la salida del controlador. En especial, un controlador de histéresis es también un controlador no lineal. Como precaución solamente se señala que, en todo caso, un controlador, cuyo comportamiento de transmisión depende de la amplitud, es un controlador no lineal.

Adicional o alternativamente, se propone que el procedimiento para controlar el parque eólico se caracterice en que se hace un cambio de al menos uno de valores de punto de control si un estado variable en la red cumple con un criterio específico, y si ha transcurrido un tiempo muerto y aún se cumple el criterio predeterminado. Esto se refiere particularmente al voltaje de la red en el punto de acoplamiento común, y en este caso, el cumplimiento del criterio preestablecido puede exceder o quedarse por debajo de un valor de umbral predeterminado, o de otro valor de umbral predeterminado o exceder el valor de éste. Otro criterio que también se tiene en cuenta es que el valor relevante, en especial el voltaje de la red, está fuera de una banda de tolerancia Se propone preferentemente que cuando se especifiquen los valores de punto de control, se tenga en cuenta la impedancia de por lo menos una línea de alimentación eléctrica que va desde una instalación de energía eólica hacia el punto de acoplamiento común si se va a considerar la caída del voltaje previsible sobre la línea de alimentación eléctrica. En este caso puede tenerse en cuenta especialmente una impedancia de una línea hacia el punto de acoplamiento común, aun cuando se localice lejos del parque eólico. Particularmente en tal caso, la impedancia desde la instalación de energía eólica hacia el punto de acoplamiento común puede ser similar para muchas instalaciones de energía eólica en el parque eólico, y simplemente ser toma como idéntica. Los valores de punto de control de la instalación de energía eólica, es decir, en especial para la energía reactiva y la energía activa a ser alimentadas, y de esta forma para las corrientes a ser alimentadas, se basan preferentemente en un voltaje virtual en la instalación de energía eólica. Preferiblemente, se toma un voltaje de salida como un voltaje virtual, el cual, debido a una caída de voltaje que es causada o esperada por la impedancia efectiva de la línea de suministro al punto de acoplamiento común.

El cálculo del flujo de carga descrito más adelante se utiliza para analizar las condiciones operativas estacionarias de los sistemas de suministro de energía eléctrica. La base subyacente es la representación (Fig. 9) de la red respectiva a través de sus impedancias Z o sus admitancias Y (conductancias comple jas) .

En el análisis clásico de las redes se determina la red mediante la "Lcy de Ohm" con el siguiente sistema de ecuación lineal en notación matricial, que describe una interrelación para nudos-n. es decir: —g .—Tj =—I (sistema de ecuación lineal).

El objetivo es determinar los voltajes en cada uno de los nudos-n de la red (-> mantenimiento del voltaje).

Como las corrientes en las redes son desconocidas, pero se conocen las alimentaciones y caídas eléctricas (planificadas), las corrientes se expresan como salidas.

Por medio de la representación de las ecuaciones vía las salidas, da como resultado la formación del sistema de ecuación no lineal.

Se resuelve este sistema de ecuación no lineal por vía numérica (por lo general mediante un procedimiento de Newton). Cuando se resuelve el sistema de ecuación numéricamente, éste debe linearizarse. Esto se hace por medio de derivaciones parciales de los elementos de matriz en base a las incógnitas que en este caso siguen siendo las amplitudes (U2...Un y el ángulo (d2....dh) de los voltajes en los nudos.

La matriz con las derivaciones parciales recibe la denominación de Matriz Jacobiana. Para resolver el sistema de ecuación es necesario que el mismo sea reversible, es decir regular.

: Matriz de Jacobiana 0 Seguidamente se explica la invención con mayor detenimiento con ayuda de modalidades dadas como ejemplos, haciéndose referencia a las figuras adjuntas.

La Figura 1 muestra una instalación de energía eólica 5 en una vista en perspectiva.

La Figura 2 muestra esquemáticamente una instalación de energía eólica conectada a una red, basada en un sistema de control del voltaje (VCS, por sus siglas en inglés).

La Figura 3 muestra esquemáticamente una disposición 0 de circuitos de una alimentación de voltaje controlada de una instalación de energía eólica en una red AC.

La Figura 4 muestra esquemáticamente dos instalaciones de energía eólica conectadas a la red por medio de un punto de acoplamiento común unido. 5 La Figura 5 ilustra los parámetros que pueden influenciar la sensibilidad de una instalación de energía eólica conectada a una red.

La Figura 6 representa un diagrama en el que se analiza el comportamiento de una red en el punto de conexión de la red según el curso del voltaje dependiendo de la energía reactiva alimentada y de la energía activa alimentada.

La Figura 7 muestra una sensibilidad como un cambio de voltaje causado por los cambios de la energía activa, dependiendo de la energía reactiva y la energía activa alimentadas y estandarizadas.

La Figura 8 muestra una sensibilidad como un cambio de voltaje causado por un cambio en la energía reactiva dependiendo de la energía reactiva y la energía activa estandarizadas.

La Figura 9 muestra una representación generalizada de la red.

La Figura 10 muestra esquemáticamente una estructura de control para un parque eólico incluyendo una unidad de control central y una unidad de control de planta como un ejemplo.

La Figura 11 muestra esquemáticamente la estructura de la unidad de control central representada en la Figura 10.

La Figura 12 muestra esquemáticamente un bloque de sub-control mostrado en la unidad de control central de la Figura 11.

La Figura 13 muestra esquemáticamente una unidad de control de planta también mostrada en la Figura 10.

A continuación, pueden haberse previsto números de referencia idénticos para elementos similares pero no idénticos, o también pueden estar previstos para elementos que sólo se han representado esquemáticamente o simbólicamente y cuyos detalles pueden diferenciarse, pero los que sin embargo no son importantes para la correspondiente explicación.

La Figura 1 representa una instalación de energía eólica 100 con una torre 102 y una góndola 104. En la góndola 104 se ha dispuesto un rotor 106 con tres aspas de rotor 108 y un cono de hélice 110. En operación, el rotor 106 se determina en operación por el movimiento de rotación del viento, con lo cual acciona un generador en la góndola 104.

La Figura 2 representa esquemáticamente una instalación de energía eólica 1 conectada a la red de suministro eléctrico 4 sobre el punto de conexión 2 de la red. La red de suministro eléctrico 4 es referida simplemente como la red eléctrica 4 o red 4, por lo que estos términos se utilizan como sinónimos.

La instalación de energía eólica 1 comprende un generador 6, que es accionado por el viento, por lo tanto generándose energía eléctrica. Una de las modalidades del generador 6 es un generador síncrono multifásico eléctricamente excitado 6 con 2 sistemas trifásicos cableados en forma de estrella respectivamente, lo que se ilustra mediante los dos asteriscos en el generador 6 de la Figura 2. La corriente alterna generada, principalmente la corriente alterna de seis fases en el ejemplo mencionado, se rectifica por un rectificador 8 y se transmite como corriente continua por medio de una línea de corriente DC respectiva 10, que puede comprender varias líneas individuales, desde la góndola 12 hacia abajo por la torre 14 a un inversor 16. El inversor 16 produce la corriente alterna de la corriente directa, particularmente en el ejemplo mostrado, una corriente alterna trifásica destinada a alimentar la red 4. Para ello, la corriente alterna generada por el inversor 16 se intensifica por medio de un transformador 18, a efectos de ser seguidamente alimentada en la red 4 por medio del punto de conexión 2 a la red. El transformador 18 mostrado utiliza una conexión delta estrella, particular y primariamente una conexión en estrella y, en el lado secundario, una conexión delta, que se ilustra en la presente meramente como un ejemplo de una modalidad. La alimentación en la red 4 también puede incluir, además de la alimentación de la energía activa P, la alimentación de energía reactiva Q, que se ilustra por una flecha 20. Para la alimentación concreta, el inversor 16 es controlado por la correspondiente unidad de control 22, en donde la unidad de control 22 puede estar estructuralmente combinada con el inversor 16. La Figura 2 es para ilustrar la construcción básica, y la disposición específica de los elementos individuales puede seleccionarse de manera diferente a la ilustrada en la presente. Por ejemplo, el transformador 18 puede estar dispuesto fuera de la torre 14.

En particular, la unidad de control 22 controla al inversor 16 de manera tal que se controla la alimentación de la red. En este caso, se llevan a cabo tareas, tales como el ajuste de la energía que ser alimentada a la situación en la red 4, en particular, la frecuencia, fase y amplitud del voltaje en la red 4. Por otra parte, la unidad de control 22 está prevista para controlar la porción de energía activa P y de energía reactiva Q de la energía real alimentada en la red 4. En este caso se llevan a cabo mediciones en la red 4, en particular en el punto de conexión 2 a la red, y se las evalúa en consecuencia. Entre otras cosas, también se mide el voltaje actual en la red 4, en especial en la forma del valor efectivo actual del voltaje, y se compara con el valor predeterminado del voltaje, particularmente el valor prefijado VSET.

De manera correspondiente, el sistema representado y en especial el inversor 16 junto con la unidad de control 22 constituyen un sistema para el control del voltaje, que se abrevia como VCS.

Para el control del generador de la instalación de energía eólica, en el área de la góndola se ha previsto un bloque 24 para la evaluación de la energía 24 y un bloque 26 para la evaluación de la energía. En el ejemplo de la modalidad mostrada el bloque de control de energía 24 controla en particular la excitación, particularmente, la corriente de excitación del generador síncrono de excitación independiente. El bloque 26 para la evaluación de la energía evalúa la energía llevada al rectificador 8 y la compara con la energía producida liberada por el rectificador 8 al inversor 16 por medio de la línea de corriente DC 10. El resultado de esta evaluación se envía seguidamente al bloque de control de energía 24.

La Figura 2 también ilustra que el sistema mostrado deberá tener un sistema para el control del voltaje para una alimentación inteligente para así operar la instalación de energía eólica tan establemente como sea posible, en particular cerca de un límite de estabilidad.

La Figura 3 ilustra la conexión de la instalación de energía eólica 1' a una denominada red débil 4'. Una red débil en la presente se refiere a una red con una alta impedancia. Esto se ilustra en la Figura 3 mediante una impedancia en serie 5'. Además, se ha provisto una impedancia en serie 5' en una estructura de prueba que corresponde a la estructura de la Figura 3 y que se utiliza para examinar el comportamiento de la instalación de energía eólica 1' en la red débil 4'.

La estructura de la Figura 3 asume que el generador 61 es accionado por el viento y que está previsto como generador síncrono. La energía eléctrica generada por el generador 6' se rectifica en un rectificador 8' y es puesta a disposición al inversor 16' en el lado de entrada en un enlace DC con el capacitor de circuito intermedio 28'. La estructura mostrada compara una línea DC 10' con el enlace DC del inversor 16', en el lado de entrada para simplificar la ilustración. Una línea DC en el lado de entrada puede efectivamente ser eléctricamente idéntica con un circuito intermedio, o un convertidor impulsor es provisto en el lado de entrada, que en este caso no se explica en detalle. El rectificador 8' y el inversor 16' también pueden estar separados físicamente entre sí, como ya se explicó en la Figura 2 con respecto al rectificador 8 y al inversor 16.

Finalmente, se ha provisto un control de la excitación, 24', que puede ser alimentado con energía procedente del enlace DC representado por el capacitor del circuito intermedio, 28'. Este control de excitación 24' controla la corriente de excitación del generador separadamente excitado 6' y corresponde fundamentalmente al bloque de control de energía 24 de la Figura 2.

El inversor 16' puede alimentar la energía activa P y/o la energía reactiva Q. La Figura 3 indica el voltaje del inversor 16' en el lado de la salida como voltaje de la instalación de energía eólica, VWEC. Para la alimentación, se escalona por medio del transformador 18' y después se alimenta en la red 4' en el punto de acoplamiento común, 2'. En este caso la red 4' también comprende el transformador de la red, 30'. La red actual que se inicia después de que el transformador de red 30' se especifica con el signo referencia 4". El voltaje en el punto de conexión común 2', es referido como un voltaje de red VGrid.

Para ilustrar la red débil, la impedancia en serie 5' se muestra enfrente del punto de conexión común 2'. Esta impedancia en serie 5' existe solamente en esta estructura de prueba o ilustra la estructura, e indica la impedancia de la red. Por lo tanto, el punto mostrado directamente enseguida del transformador 18' también puede ser referido como el punto de conexión común 2". La diferenciación entre estos dos puntos de conexión a la red 2 ' y 2" solamente resulta del uso de la impedancia en serie 5', y usualmente no existe en esta forma en las redes reales.

La Figura 4 muestra otro ejemplo ilustrativo y esquemático, de acuerdo con el cual dos instalaciones de energía eólica 1 se conectan a una red de alimentación 4. Cada una de las instalaciones de energía eólica 1 está básicamente estructurada como se explica en la Figura 2, particularmente con el generador 6, el rectificador 8 y una línea DC 10, que en realidad presenta al menos dos líneas individuales, particularmente para la corriente positiva y negativa, lo que también se aplica a la línea DC 10 de la Figura 2. Además, la instalación de energía eólica 1 comprende el inversor 16 y el transformador 18. La línea de acceso 32 lleva desde cada una de las instalaciones de energía eólica 1 al lado punto de conexión de la red 2' en el lado de la instalación de energía eólica. Con ello estas dos instalaciones de energía eólica 1, mostradas como ejemplos, que también pueden ser representativas de un parque eólico con muchas más instalaciones de energía eólica, alimentan su energía generada conjuntamente en el este punto de conexión común 2'en el lado de la instalación de energía eólica. La energía P alimentada y la energía reactiva Q alimentada, si están presentes, después son conducidas al punto de conexión 2", en el lado de la red, y se alimentan en la red de suministro eléctrico 4.

La conexión entre el punto de conexión común 2' en el lado de la instalación de energía eólica, y el punto de conexión 2" en el lado de la red no puede ignorarse, y por tanto, el voltaje Vwp se alcanza en el punto de conexión común, 2' en el lado de la instalación de energía eólica, mientras que el voltaje VGRID se alcanza en el punto de conexión 2" en el lado de la red.

El voltaje VWpen el lado de la instalación de energía eléctrica se determina y evalúa en un bloque de evaluación 34 para el control. La evaluación se realiza de manera inicial en tal forma que los valores medidos se registran con el bloque de medición 36. Los resultados de la medición se envían, entre otras cosas, al bloque de control de la estabilidad 38, que también se puede llamar bloque de SVCS (siglas en inglés para Sistema de Control de la Estabilidad del Voltaje). El bloque de control de la estabilidad 38 calcula un predeterminado Qset para la energía reactiva que va a ser provista. Esta energía reactiva a alcanzar después se transfiere como un predeterminado respectivo a ambas instalaciones de energía eólica 1, y de manera correspondiente se transferiría a todas las instalaciones de energía eólica en un monto. Este valor predeterminado se puede transferir como un valor absoluto, en especial si las instalaciones de energía eólica 1 son del mismo tamaño y están expuestas a las mismas condiciones de viento. Sin embargo, también se proveer como un valor predeterminado, tal como un valor porcentual que se refiere a las propiedades de la correspondiente instalación de energía eólica, como por ejemplo la capacidad nominal de la instalación de energía eólica relevante.

Por otra parte, el bloque de medición 36 transmite los valores hacia el bloque de observador 40, que calcula otras condiciones sobre la base de los valores de medición determinados, tales como la energía activa alimentada o la energía reactiva alimentada, y transmite sus resultados al bloque del modelo del sistema 42. El bloque de observador 40 también puede obtener o derivar información sobre la demanda de energía, si es necesario.

El modelo del sistema del bloque del modelo del sistema 42 se emplea para determinar una energía activa máxima Pmax a ser alimentada y para alimentarla en las instalaciones de energía eólica 1. Esta energía activa máxima a ser alimentada puede ser provista como un valor absoluto o valor relativo. Se observa que la ilustración del bloque de evaluación 34 es para explicar la estructura. En general, no es necesario que el bloque de evaluación 34 se diseñe específicamente como un dispositivo independiente.

La energía reactiva prefijada Qset y la energía activa máxima Pmax después se transfieren al bloque de control FACTS 44 de cada instalación de energía eólica 1. El término "FACTS" también se utiliza en el idioma alemán y es una abreviatura de "Sistema de Transmisión flexible AC". El bloque de control de FACTS 44 implementa seguidamente los valores predeterminados y controla en consecuencia el inversor 16, en donde para ello también puede tener en cuenta los valores de medición de las condiciones de la instalación de energía eólica.

En particular, pero no exclusivamente, el bloque de evaluación 34 puede proveer valores predeterminados relevantes para la estabilidad, para lograr una alimentación estable en la red 4. En particular, es posible prefijar un punto operativo que es favorable en términos de cantidad de energía a ser alimentada o bien desde el punto de vista de la cantidad de la energía y la estabilidad. En particular, un punto operativo con una reserva de estabilidad puede determinarse aquí. En este caso, un bloque de control de la estabilidad 38 puede llegar a una reserva de estabilidad con respecto a la energía reactiva que se va a alimentar por medio de un valor predeterminado respectivo de la energía reactiva Qset.

La Figura 5 ilustra la sensibilidad de una instalación de energía eólica conectada a una red y los factores influyentes correspondientes. El bloque de la red 50 de la Figura 5 se especifica representativamente por el comportamiento de la red, particularmente en el punto de conexión de la red. El bloque de la red 50 ilustra que la red puede reaccionar a las influencias debido a un cambio en el voltaje. Todas las influencias se ilustran en la presente como cambios de la energía activa DR y cambios de la energía reactiva AQ. El bloque de la energía activa 52 considera las influencias de los cambios de energía, y el bloque de energía reactiva 54 considera las influencias del voltaje sobre las bases de la energía actica, y por consiguiente, el bloque de energía reactiva 54 muestra una derivación parcial del voltaje sobre las bases de la energía reactiva. Esto es una posibilidad para considerar la correspondiente dinámica del comportamiento de la red, es decir, la sensibilidad de la red, particularmente las reacciones a cambios en la energía activa y la energía reactiva, por medio de derivaciones parciales respectivas, cuyos resultados se van sumando en el bloque de adición 56. El bloque de red 50 junto con el bloque de adición 56 de esta forma consideran una dependencia del voltaje de la red en el punto de conexión de la red de dos variables, particularmente la energía activa y la energía reactiva. La dependencia aquí se considera por las derivaciones parciales.

Las modificaciones en la energía activa resultan en especial de cambios en la velocidad del viento, AVW, que tienen un impacto en el bloque de la instalación de energía eólica 58. Este bloque de instalación de energía eólica 58 ilustra la influencia del cambio en la velocidad del viento Dn?n en cuanto al cambio en la energía activa DR, por lo cual el control de la instalación de energía eólica también se tiene que considerar, y se considera por este bloque 58.

El cambio en la energía reactiva AQ puede depender también de la instalación de energía eólica, o al menos el control de la instalación de energía eólica; sin embargo, generalmente depende de otros contextos que son independientes de la velocidad del viento. Su cambio se ilustra por el bloque de control 60. Para fines de explicación, este bloque de control 60 se divide en el bloque de prefijación de la energía reactiva 62, y en el bloque FACTS 64. El bloque de control 60 y con ello el bloque de prefijación de la energía reactiva 62, inicialmente dependen de la desviación del voltaje Dn, particularmente en el punto de conexión de la red, menos una desviación de voltaje predeterminada AVSET. Sobre las bases de esta desviación de voltaje resultante, el bloque de prefijación de la energía reactiva 62 determina una energía reactiva a ser alimentada o, dependiendo de un cambio de voltaje, un cambio predeterminado de la energía reactiva a ser alimentada. Esto se envía al bloque de FACTS 64, que de manera correspondiente implementa la alimentación de la energía reactiva o el cambio en la alimentación de la energía reactiva.

El bloque de instalación de energía eólica 58 y el bloque de control 60 pueden también entenderse como una función de transferencia del valor de entrada respectivo, y el bloque de prefijación de la energía reactiva 62 y el bloque FACTS 64 cada uno puede entenderse como funciones de transferencia individuales que están interconectados en el bloque de control 60.

La Figura 6 muestra una dependencia del voltaje para una modalidad en punto de conexión de la red sobre las bases de la energía reactiva alimentada Q y de la energía activa alimentada P. La energía reactiva Q se estandariza a la energía de cortocircuito Ssc de la red en el punto de conexión de la red examinado, y se gráfica en la abscisa. La energía P también se estandariza en la energía de cortocircuito Ssc del mismo punto de conexión de la red y se establece en la ordenada. El voltaje Vpcc es el voltaje en el punto de conexión de la red estandarizado con respecto al voltaje nominal VN. Este voltaje estandarizado en el punto de conexión de la red se representa gráficamente como una gráfica para diferentes valores respectivamente y que dependen de la energía reactiva Q estandarizada y de la energía activa estandarizada P. En consecuencia, la gráfica o la característica con el valor 1 es la característica que representa los valores de la energía reactiva y energía activa requeridos para obtener un voltaje nominal.

Por ejemplo, se obtiene el voltaje nominal si el 10% de la energía reactiva Q y el 50% de la energía activa P se alimentan con respecto a la energía de cortocircuito Ssc.

La gráfica de la Figura 6 muestra las características de un punto de conexión de una red con elevada impedancia, al menos con respecto a su punto de conexión de la red.

Usualmente, para el punto de conexión de la red representado de la red de ejemplo, tendría lugar un intervalo operativo estándar 200. La alimentación de esta forma tendría lugar con una energía activa P de aproximadamente 10% de la energía de cortocircuito Ssc, junto con una alimentación de aproximadamente 5% de la energía reactiva de la energía de cortocircuito Ssc. Bajo el supuesto idealizado de que la energía activa alimentada P corresponde a la energía evaluada o carga conectada del generador o la suma de los generadores conectados en el punto de conexión de la red, la alimentación del 10% de la energía de cortocircuito Ssc implicaría que la carga conectada PGEN es 10% de la energía de cortocircuito Ssc- La razón proporcional de una corriente de cortocircuito Ser = Ssc/PGen por consiguiente es aproximadamente igual a 10. Esto corresponde a aproximadamente el centro del intervalo operativo estándar ilustrado 200. La Figura 6 muestra además las razones proporcionales de la corriente de cortocircuito Ser como cortas rayas para la orientación, particularmente para los valores Ser de 10; 6; 4; 2 y 1.5.

Sin embargo, de acuerdo con la invención se propone alimentar una energía P significativamente más activa, particularmente dentro del intervalo del 60 a 70% de la energía de cortocircuito Ssc. De acuerdo con esto, debe preverse la alimentación de 20 a 30% de la energía reactiva Q relacionada con la energía de cortocircuito Ssc para mantener el voltaje en el punto de conexión de la red en el intervalo de 100 a 110% del voltaje nominal. Como una medida precautoria, se señala que la alimentación de 110% del voltaje nominal en el punto de conexión de la red no significa que puede medirse un aumento de voltaje de 110% en el lado del consumidor. En primer lugar, usualmente hay una sección de la red considerable entre el punto de conexión de la red y el primer consumidor relevante. En segundo lugar, los transformadores escalonados pueden ser provistos en la red, los que proveen un balance a cierto grado. Las medidas que se deben tomar en cuanto a esto, que dependen de la red individual, incluyendo el consumidor y el productor y varias otras condiciones marginales, no pueden tratarse en esta solicitud. Un experto está usualmente familiarizado con las medidas requeridas.

Esta sección propuesta se muestra en la Figura 6 como un intervalo operativo ampliado 210. Este intervalo operativo aumentado tiene una razón proporcional de corriente de cortocircuito Ser de aproximadamente 1.5. No se ha conectado ningún productor notable a la red hasta ahora con tal razón proporcional de corriente de cortocircuito.

La representación de la Figura 6 es el resultado de un análisis de red de la red básica con respecto al punto de conexión de la red relevante. Para ello, y como ya se mencionó anteriormente, los elementos relevantes en la red se analizaron y determinaron respectivamente mediante la resolución de la matriz Jacobiana. Estos resultados en la presente representación de la Figura 6, de acuerdo con la cual, expresado en términos sencillos, las características hacia la derecha, es decir con una energía reactiva alimentada Q más elevada, también reflejan voltajes aumentados en el punto de conexión de la red. Con una energía reactiva Q decreciente, es decir, hacia la izquierda, el voltaje en el punto de conexión de la red disminuye. Sin embargo, la energía reactiva Q no puede disminuir arbitrariamente, y con una demasiado baja (ya negativa) energía reactiva Q, la matriz Jacobiana se hace singular, de acuerdo con la energía activa P asociada, es decir, es imposible resolver en términos matemáticos. Una matriz de Jacobiana singular significa que hay una condición inestable. Esto resulta en un límite de estabilidad 202, que de manera correspondiente ha sido representado en el lado izquierdo de la representación de la Figura 6. El área hacia la izquierda del límite de estabilidad 202, que tiene una mayor energía activa P, y/o una menor energía reactiva Q, respectivamente, es el área inestable 204. Por mera precaución, hay que señalar que el límite de estabilidad 202 no coincide con una característica individual de un valor del voltaje en el punto de conexión de la red, sino más bien parece cortar la pluralidad de características. Sin embargo, una pluralidad de características no se puede cortar, debido a que no hay valores, y de esta forma ninguna pluralidad de características, más allá del límite de la estabilidad 202.

El intervalo operativo preferido, particularmente el intervalo operativo ampliado 210, tiene una distancia menor al límite de estabilidad 202 que el intervalo operativo estándar 200. Sin embargo, hay que tener presente que no se hicieron consideraciones o análisis específicos con respecto a las características de la red, como se muestra en la Figura 6. En particular, la distancia al límite de la estabilidad, como se muestra en la Figura 6 como límite de estabilidad 202, era desconocida, al menos no en la calidad y cantidad mostrada en la Figura 6. Más bien, la instalación de grandes plantas de energía se orienta hacia el criterio de la razón proporciona de las corrientes de cortocircuito, y esto es tan grande como sea posible, preferiblemente (o aun significativamente sobre) 10. Los pequeños productores, tales como las instalaciones de energía eólica, hasta la fecha se han conectado a redes fuertes que sin mayor problema pueden soportar la conexión de una instalación adicional de energía eléctrica. Como resultado, se hizo la conexión, ya sea intencional o no, con una elevada razón proporcional entre las corrientes de cortocircuito.

La solución propuesta analiza exactamente la red con respecto al punto provisto para la conexión a la red, en especial mediante contextos cuantitativamente incorporados como se muestra en la Figura 6 - y preferentemente en las Figuras 7 y 8, que se explicarán más adelante. En especial tal análisis tiene lugar bajo una formación y solución repetidas de la matriz Jacobiana para diversos puntos. En base a un análisis de este tipo de la red, puede establecerse un límite de estabilidad de acuerdo con el límite de estabilidad 202, como también puede seleccionarse un intervalo operativo deseado de acuerdo con el intervalo operativo incrementado 210 de la Figura 6.

Además, se propone también que la instalación de energía eólica se controle en el sentido de un ciclo de control cerrado, como se muestra en especial en la Figura 2 y en la Figura 4. En la Figura 2, el bucle de regulación consiste esencialmente del inversor 16, el transformador 18 y la unidad de control 22, que tiene en cuenta los valores medidos en el punto de conexión de la red, 2, y que controla el inversor 16, a efectos de así obtener la energía activa alimentada P y la energía reactiva Q de acuerdo con la flecha 20. El control también puede tener impacto en el control de la instalación de energía eólica en el área del generador 6; sin embargo, el ciclo de control descrito que comprende inversor 16, el transformador 18 y unidad de control 22, no requiere elementos mecánicos y es capaz de reaccionar muy rápidamente. Para esto, el conocimiento de las propiedades de la red en el punto de conexión de la red, es decir el punto de conexión de la red 2 de acuerdo con la Figura 2, también puede considerarse, en particular en la unidad de control 22. De esta forma, es posible implementar un rápido control que reconoce el comportamiento en el punto de conexión de la red, en especial, el límite de estabilidad. Esto hace posible operar la instalación de energía eólica o el parque eólico - y otros generadores, si es aplicable, dentro de un intervalo operativo deseado, tal como el intervalo operativo aumentado 210 de la Figura 6, y al mismo tiempo garantizar una elevada estabilidad y seguridad.

Las Figuras 7 y 8 muestran la sensibilidad del voltaje en función de la energía reactiva Q y de la energía activa P. De esta forma las Figuras 7 y 8 emplean los mismos valores en la abscisa y la ordenada, particularmente la energía reactiva estandarizado en la abscisa y la energía activa estandarizado en la ordenada.

La sensibilidad mostrada del voltaje es el cambio del voltaje con el cambio de la energía activa de acuerdo con la Figura 7 o el cambio del voltaje con la energía reactiva de acuerdo con la Figura 8. Dicho de otra manera, se representa la derivación parcial del voltaje en el punto de conexión de la red en función de la energía activa en la Figura 7 y la derivación parcial del voltaje en función de la energía reactiva en la Figura 8. Por lo tanto, la Figura 7 muestra el comportamiento del bloque de energía reactiva 52 de la Figura 5. La Figura 8 muestra el comportamiento del bloque de energía reactiva 54 de la Figura 5, por lo cual en ambos casos, la ilustración se muestra dependiendo de los puntos operativos, que se determinan por la energía reactiva correspondiente realmente alimentada Q y por la energía activa P alimentada. Los valores de las respectivas características se refieren a un punto de conexión de la red con una energía de cortocircuito Ssc = 3.73 MVA, al que se hallan conectadas por ejemplo dos instalaciones de energía eólica con una energía nominal de 2 MW. De esta manera, esta disposición de ensayo permite llevar a cabo pruebas con una razón proporcional de corrientes de cortocircuito de menos de 1. Sin embargo, para las pruebas llevadas a cabo, se utilizó la energía actual respectiva de la granja eólica de prueba como base y se estableció como una carga conectada de la granja eólica objetivo, es decir, la granja eólica a ser investigada (ficticia).

Con respecto a la presente modalidad, es decir, la configuración ilustrativa, se describen el cambio en el voltaje estandarizado relacionado con un cambio en la energía P en MW o bien un cambio en la energía reactiva Q, en MVAr. En las Figuras 7 y 8 también se ilustra el intervalo operativo deseado, es decir, el intervalo operativo ampliado 210. En consecuencia, la sensibilidad del voltaje con respecto a los cambios en la energía activa de acuerdo con la Figura 7 es de aproximadamente -0.2 a -0.4. La sensibilidad del voltaje en el intervalo operativo ampliado 210 con respecto a los cambios en la energía reactiva de acuerdo con la Figura 8, es de aproximadamente 0.3 a 0.5. Por lo tanto, se propone que, cuando se diseña la instalación de energía eólica, se conectará al punto de conexión de la red en concreto, para incorporar y considerar la sensibilidad del voltaje en el control con respecto a los cambios en la energía activa, como se muestra por ejemplo en la Figura 7, y/o con respecto a los cambios en la energía reactiva, como se muestra por ejemplo en la Figura 8. En particular, estos valores se considerarán también para el control y preferentemente también en el diseño del control. Es preferible seleccionar un refuerzo del controlador en función de la sensibilidad, en especial de la sensibilidad del voltaje.

Se propone en especial tener en cuenta estos valores en el circuito cerrado, tal como se realiza esquemáticamente por los elementos mostrados en la Figura 2, es decir, el inversor 16, el transformador 18 y la unidad de control 22. En este caso el transformador 18 es de menor importancia; sin embargo, pero podría estar frecuentemente disponible y ser necesario, para la alimentación en un respectivamente alto voltaje ya en el punto de conexión de la red 2. En especial, se tienen en cuenta los hallazgos concernientes a la sensibilidad del voltaje en la unidad de control 22. De esta manera, es posible diseñar e implementar, gracias al conocimiento de estos valores, un control adaptado para el punto de conexión de la red en concreto. Esto hace posible reducir los previamente altos valores de la razón proporcional entre corrientes de cortocircuito de 10 y más elevados aun, y proporcionar valores bajos, como por ejemplo un valor de 1.5 para la razón proporcional de la corriente de cortocircuito, y con ello operar la instalación de energía eólica en un intervalo operativo 210 más elevado, lo que se ha representado en las Figuras 6 a 8.

Por consiguiente, la invención propone en particular, que una instalación de energía eólica, y finalmente también un parque eólico, ya no se conecten de acuerdo con el antiguo principio de operación de red en paralelo, asumiendo que la capacidad de la red es suficiente, sino más bien que el punto de conexión se analice específicamente y que los resultados ya se consideren antes de la operación, y seguidamente conectar allí una instalación de energía eólica o un parque de instalación de energía eólica a la medida. Preferiblemente, el control y el intervalo operativo a ser seleccionados, en especial con respecto a la energía reactiva Q y a la energía activa P a ser alimentadas, se adaptan y disponen más cerca de un límite de estabilidad que el hecho previamente por los expertos. Al hacer esto, se usan los beneficios de la instalación de energía eólica en forma dirigida, particularmente para responder rápidamente y en una forma dirigida a los cambios, en especial los cambios en las condiciones de la red. Esto es para evitar un tamaño excesivamente grande de la red, en particular del punto de conexión de la red específico, al menos para la conexión de la instalación de energía eólica a la red. Sin embargo, es posible conservar y aun mejorar la estabilidad, si el control o el regulador reconocen las características del punto de conexión de la red o de la red con respecto al punto de conexión de la red, y si observa las condiciones de la red.

Puramente como medida de precaución, también se señala un regulador básicamente se entiende como un ciclo cerrado con retroalimentación, por lo cual un control se refiere básicamente a un "ciclo" abierto, es decir, una situación sin realimentación. Sin embargo, puede emplearse un bloque de control que implementa un método de control en un ciclo de control. Con respecto al ejemplo de la Figura 2, esto significa que la unidad.de control 22 es un control al grado que comprende una cierta función de control o función de transferencia que también puede ser no lineal y/o volátil y/o que puede referirse a varios tamaños. Sin embargo, esta unidad de control se utiliza en el ciclo que se muestra en la Figura 2 que esencialmente comprende, además de la unidad de control 22, el inversor 16, el transformador 18, y finalmente una unidad de medición en el punto de conexión de la red 2, con una unidad de comparación 23. La unidad de control 22 controla el inversor y por lo tanto, está incluida en el ciclo cerrado, haciéndola parte de un control.

La Figura 10 muestra esquemáticamente un parque eólico 200, que comprende en este ejemplo tres instalaciones de energía eólica 202, que se han representado simbólicamente como WEC. A cada instalación de energía eólica 202 se asignan elementos de control adicionales, que se indican por el cuadro punteado. Tal cuadro punteado se indica para cada instalación de energía eólica 202, mientras los elementos asignados se han representado solamente en una instalación de energía eólica, es decir, la instalación de energía eólica 202 mostrada en la Figura 10 anterior. La mayoría de estos elementos también pueden estar dispuestos localmente en la instalación de energía eólica, por ejemplo, en la torre de la instalación de energía eólica.

Hasta ahora como las estructuras de control de las Figuras 10 a 13 son diferentes de las enunciaciones antes mencionadas con respecto a las Figuras 2 y 4, tales estructuras antes mencionadas de las Figuras 2 y 4 sirven como explicaciones complementarias y son útiles para una explicación general.

El parque eólico 202 está conectado por medio de un punto de acoplamiento de la red 204 a una red eléctrica AC 206, que también es referida como PCC. La red eléctrica AC 206, y de manera correspondiente también el punto de acoplamiento de la red 204 son trifásicas, lo cual, para simplificar, sin embargo no se resaltan en la Figura 10.

En o detrás del punto de acoplamiento de la red 204, se mide el voltaje de la red UN, que comprende 3 voltajes ui, U2 y U3. Además, la energía de alimentación IN se identifica sobre o justo detrás del punto de acoplamiento común 204, que contiene los componentes de corriente individuales ii, i2 e i3. Estos valores medidos para voltaje de la red UN y de la energía alimentada IN se identifican continuamente, y se capturan en la unidad de control central 208. La unidad de control central 208 está prevista como unidad de control central para la totalidad del parque eólico 200. Además, la unidad de control central 208 recibe algunos valores prefijados en su entrada para valores prefijados 210, es decir, un valor de punto de control para el voltaje del componente de secuencia positiva U+WEC,SOII, que deberá emplearse como valor de punto de control del voltaje prefijado de todas las instalaciones de energía eólica, y que tiene en cuenta una caída prevista del voltaje en la línea entre la instalación de energía eólica y un punto de acoplamiento común. Como alternativa, es también posible ingresar aquí un valor tal para cada una de las instalaciones de energía eólica 202. Además, se prefijan los parámetros del controlador, es decir, una diferencia de voltaje AUt, así como también el primer y segundo tiempo de temporización tA y ts, y un aumento de la energía reactiva AQ+WEC. Además se prefijan una impedancia efectiva ZPCC-WEC y además 2 mapas característicos. La impedancia efectiva ZPCC-WEC describe la impedancia de la línea de alimentación entre la instalación de energía eólica 202 y el punto de acoplamiento común 204. Este valor puede estar prefijado en común para cada línea de conexión entre una instalación de energía eólica 202 y el punto de acoplamiento común 204 respectivamente, o en particular con grandes desviaciones, para cada instalación de energía eólica individual dentro del parque eólico.

Esta impedancia sirve para compensar una caída de voltaje en las líneas correspondientes, que solo es virtualmente posible debido al gran grado de conexión paralela de las instalaciones de energía eólica individuales en un parque. Esta consideración tiene esencialmente lugar en el sentido de una consideración efectiva en promedio. Por esta razón, se propone preferentemente considerar solamente una única impedancia para todo el parque.

La unidad de control central 208 entrega entonces a la instalación de energía eólica 202 tres valores de punto de control, es decir la energía reactiva del componente de secuencia positivo a ser alimentada en Q+WBC, el voltaje del componente de secuencia positivo U+WEC, que se va a determinar en la salida de la instalación de energía eólica, y un valor máximo para la energía activa del componente de secuencia positivo a ser alimentada P+maxwEc.

Estos tres valores de punto de control se prefijan fundamentalmente para cada instalación de energía eólica 202, lo que sólo se ha indicado en la Figura 10.

Estos valores prefijados se ingresan seguidamente en la unidad de control de la planta 212, por lo cual se calcula el coseno del componente de energía del componente de secuencia positivo I+c en base a la máxima energía activa predeterminada. Este componente puede calcularse por ejemplo utilizando la siguiente fórmula: r+c =n+ /u+ En correspondencia con lo anterior, se calcula el componente seno del componente de secuencia positivo de la instalación de energía eólica I^E0 utilizando la fórmula: T 1 +s WEC = p r +WEC H ' J U + WEC La unidad de control de la planta 212, se explica más adelante con más detalle en relación con la Figura 13. La unidad de control de la planta 212 emite valores de punto de control para las corrientes a ser ajustadas ii', i2' e i3'. Estas corrientes se alimentan en el bloque de control 214 para implementar la modulación de ancho de pulso, y este bloque de control también se indica como PWM en la Figura 10. El PWM 214 controla entonces el inversor 216, que recibe su energía de entrada en el circuito intermedio 218. El inversor 216 opera de esta manera en base a la voltaje y también es referido por los expertos como el "control del origen del voltaje" (VSC, por sus siglas en inglés).

Como resultado el inversor 216 emite una energía del componente de secuencia positivo / WEC que alimenta el punto de acoplamiento común de unión 204 vía el transformador 220 y la línea de suministro 222 dentro del parque. El punto de acoplamiento común 204 muestra esquemáticamente otras conexiones 224 para conectar otras instalaciones de energía eólica 202.

Para el control interno de la instalación de energía eólica, en especial por medio de la unidad de control de la planta 212, se detectan los 3 voltajes Ui', u2' y U31 en la salida 226 de la instalación de energía eólica o bien inversor 216 y se capturan en el observador de estado 228, que también se indica como SOI en la Figura 10. El observador de estado 228 sobre estas bases determina un ángulo de fase , que es capturado en la unidad de control de la planta 212. La funcionalidad del observador de estado 228 se describe con detalle en la solicitud de patente alemana DE 102009 031 017 Al. En especial, allí se describe el observador de estado 228 en la Figura 4. Allí, los voltajes ui, u2 y U3 se especifican como valores de entrada, los ángulos de fase f?,f2gf3 como valores de salida. El contenido de tal solicitud de patente alemana por lo tanto también de ser visto como el contenido de la presente solicitud. En todo caso la descripción referida al observador de estado de acuerdo con la Figura 4 de la solicitud de patente alemana debería ser parte de la presente solicitud. Además de la solicitud de patente alemana existe también una solicitud de patente de los EE. UU.13/381.302.

De manera correspondiente la unidad de control central 208 mide en el punto de conexión 204 del parque eólico los voltajes y la energía total.

La disposición de la unidad de control central 208 se ilustra en la Figura 11. De manera correspondiente los voltajes medidos en el punto de acoplamiento común 204, ui, u2 y U3 y las corrientes medidas ii, i2, e i3 también son mediciones capturadas en la unidad de control central 208. Estos voltajes y corrientes son valores instantáneos y se capturan en el bloque de cálculo 230, que en la Figura 11 también se ha indicado como la Unidad 1.1.

Sobre las bases de las corrientes y voltajes capturados, que fueron medidos en el punto de acoplamiento común 204, por ejemplo con una frecuencia de muestreo 5 KHz, el bloque de cálculo 230 calcula la energía activa y energía reactiva P y Q alimentadas, así como también energía I y el voltaje del componente de secuencia positivo U CC . La descomposición de un sistema trifásico (es decir, como en este caso, un voltaje trifásico de acuerdo con el método de los componentes simétricos) en un componente de secuencia positivo y un componente de secuencia negativo es fundamentalmente conocida. El cálculo en este bloque de cálculo 230 puede llevarse a cabo por ejemplo como se describe en la solicitud de patente alemana 102011 084 910.6 en conjunción con la Figura 3.

El bloque de estimación 232, que en la Figura 11 también se designa como Unidad 1.2, calcula o estima a partir de los valores medidos en el punto de acoplamiento común 204 o de sus valores derivados, el voltaje que se espera en los soportes de la instalación de energía eólica, es decir, el voltaje del componente de secuencia positivo U^EC en los soportes de la instalación de energía eólica, en especial en la salida 226 del inversor 216. A tal efecto se utiliza el voltaje de los componentes de la secuencia positiva en el punto de acoplamiento común UPCC , la energía I y el ángulo de fase f =arctan(Q/ P) . Además se necesita la impedancia efectiva entre el punto de acoplamiento común y la instalación de energía eólica ZPCC-WEC, que ha sido previamente determinada y que en este caso ha sido capturada en la unidad de control central 208 y en el bloque de estimación 232. Básicamente, se considera una caída del voltaje en la línea de conexión entre la instalación de energía eólica y el punto de acoplamiento común. Esta caída del voltaje se tiene en cuenta, o se compensa. El voltaje así detectado y calculado del componente de secuencia positivo en la instalación de energía eólica U^EC es una estimación para un equivalente, es decir, para un voltaje virtual asumido.

El bloque de control 234, también indicado en la Figura 11 como la Unidad 1.3, es un elemento importante de la unidad de control central 208. Tal bloque de control 234 se explica con mayor detalle en relación con la Figura 12. En todo caso recibe el voltaje del componente de secuencia positivo de la instalación de energía eólica como un valor de captura U^EC así como varios parámetros del controlador, es decir, AQWEC’D?,, tA, tB el valor del punto de control del voltaje de la instalación de energía eólica U^ECSOII · El bloque de control 234 da salida al voltaje del componente de secuencia positivo de la instalación de energía eólica UWEC > básicamente se basa en el valor, y emite un valor de punto de control para la energía reactiva del componente de secuencia positivo a ser alimentada a través de la instalación de energía eólica U^EC · Además, el bloque de control 234 emite un temporizador2, que es necesario para el bloque de sensibilidad 236 y que se pasa en este bloque de sensibilidad. El bloque de sensibilidad 236 también se indica en la Figura 11 como Unidad 1.4.

El bloque de sensibilidad 236 determina la sensibilidad de la red a partir de los valores calculados en el bloque de cálculo 230 en base a las mediciones en el punto de acoplamiento común. El cálculo se efectúa mediante las siguientes ecuaciones: La diferencia que toma como la base de este cálculo, se refiere a los valores que corresponden a diferentes puntos en el tiempo, y de manera correspondiente, esos valores calculados se toman como la base que resulta del intervalo de tiempo del valor del temporizador2, en especial en el momento en el que el temporizador2 tiene un valor 0 y el tiempo en el que el temporizador2 tiene su valor máximo, lo que se describe mediante las siguientes fórmulas: — Por lo tanto, el valor temporizador2=0 describe los valores que ha sido registrados o determinados directamente antes de que el temporizador2 haya sido determinado o puesto en funcionamiento.

De manera correspondiente el bloque de sensibilidad 236 emite las sensibilidades de la red, es decir con respecto al cambio de la energía reactiva, es decir 3 UPCC /dP y dUPCC /dQ .

Finalmente, hay un bloque de mapa característico 238, que en la Figura 11 también lleva la designación de Unidad 1.5.

Este bloque de mapa característico 238 recibe la energía activa y la energía reactiva y la sensibilidad de la red como señales de entrada. Además, los mapas característicos se capturan y almacenan ahí, es decir como resultado de un análisis de la red anteriormente realizado. Por lo tanto, en el bloque de mapa característico 238 la sensibilidad de la red contiene dUPCC /dP y dUPCC /dQ como valores anteriormente registrados y almacenados en mapas característicos, es decir, en 2 mapas característicos, y como valores actuales para el punto operativo actual, que resulta del valor actual de la energía activa alimentada y del valor actual de la energía reactiva alimentada. En este caso se comparan en cada caso las dos sensibilidades de la red respectivamente, es decir la previamente almacenada con la actualmente registrada, es decir dUPCC /dP del análisis de la red con dUPCC /dQ del punto operativo actual.

Es preferible que también en este caso se almacene un límite de estabilidad y que se identifique una distancia del punto operativo actual para el límite de estabilidad. En caso en que el punto operativo no llega a una distancia predeterminada con respecto al límite de estabilidad, y/o existe una llamativa desviación con respecto a la sensibilidad prevista, es decir con respecto a la sensibilidad de red anteriormente registrada de la sensibilidad actualmente establecida de la red que se almacena en los mapas característicos, la energía activa máxima a ser alimentada PmaxwEc se reduce. Este valor se emite de manera correspondiente en el bloque de mapa característico 238.

El bloque de control 234 - Unidad 1.3 - se describe en detalle en la Figura 12, también en el sentido de un diagrama de flujo esquemático. En la etapa SI el voltaje del componente de secuencia positivo de la instalación de energía eólica UWEC se compara con un valor de punto de control respectivo, es decir U^ECson . El voltaje del componente de secuencia positivo en la instalación de energía eólica U^EC es el voltaje virtual, que ha sido determinado por el bloque de estimación 232 a partir del voltaje medido en el punto de acoplamiento común y la consideración de la impedancia efectiva. Al respecto, durante la etapa SI se verifica en primer lugar si tal voltaje virtual U^EC se encuentra en una banda de tolerancia 240. En este caso la banda de tolerancia 240 es una banda cuyos márgenes se hallan alrededor del voltaje diferencial prefijado AUt por arriba o bien por debajo del valor de punto de control del voltaje UWECSOII .

Por ejemplo, si el voltaje supera en el instante de tiempo ti la banda de tolerancia, se da inicio a un primer temporizadorl.

Seguidamente se mide el tiempo que transcurre hasta el punto en el tiempo t2, en el que regresa el voltaje a la banda de tolerancia 240. También es posible un procedimiento similar si el voltaje sale de la banda de tolerancia hacia abajo, como se señala en la gráfica con la etapa 1.

En la etapa lógica S2 se describe el comportamiento del temporizadorl. En este caso las etapas SI y S2 y las demás etapas descritas a continuación básicamente toman lugar simultáneamente, y también pueden tomar lugar simultáneamente. Tales etapas SI y S2 de esta forma describen funciones parciales o procesos parciales o funcionalidades del bloque de control 234.

En la etapa S2 se explica que el temporizadorl aumenta hasta que supera el valor tA. En este caso en donde se excede el valor, el temporizadorl se configura en 0, y el ciclo de aceleración descrito en la etapa S2, empieza de nuevo. Si el voltaje vuelve a la banda de tolerancia, antes de que el temporizadorl haya superado el valor t¾, se vuelve a colocar el temporizadorl en 0 donde permanece hasta que el voltaje salga nuevamente de la banda de tolerancia 240. No se activa nada más.

Sin embargo, si el temporizadorl ha superado el valor tA, se modifica la energía reactiva prefijada repentinamente o en un paso, lo que se explica en la etapa S3. En base a ello se prefija una diferencia de energía reactiva del componente de secuencia positivo , cuando la diferencia U^EC - UWECSOII supera el valor AU, no llega al valor -ÁUt . De manera correspondiente se establece un valor diferencial de la energía reactiva del componente de secuencia positivo Q^EC o un correspondiente valor negativo El valor prefijado para la energía reactiva del componente de secuencia positivo para la instalación de energía eólica Q^EC se modifica entonces en base a su valor actual, modificado por el valor diferencial, es decir, se eleva en un escalón, si el voltaje ha salido de la banda de tolerancia 240 hacia arriba, o se reduce en un escalón, cuando el voltaje sale de la banda de tolerancia 240 hacia abajo. Esto se indica mediante la ecuación en la etapa S4. El valor AQ^EC es con ello la altura del escalón.

Al cambiar la energía reactiva de la instalación de energía eólica en un escalón, se pone además en marcha un temporizador2. Esto se ilustra en la etapa S5 para el ejemplo en que la energía reactiva del componente de secuencia positivo de la instalación de energía eólica Q^EC se elevó en un escalón AQ¡vsc· De manera correspondiente, se aplica lo mismo para una reducción. El temporizados aumenta en un ciclo hasta que tal aumento de la energía reactiva en un escalón esté pendiente. Si el temporizados supera el valor comparativo tB, se envía al temporizados de tal forma que además puede usarse en el bloque de sensibilidad 236. El ciclo para el temporizador2 se ilustra en la etapa S6.

Se propone que se espere el emporizador2 de manera incondicional hasta que sea posible modificar nuevamente la energía reactiva. De esta forma, durante este período, no se reduce energía reactiva en un escalón.

El bloque de control 234 emite entre otros, el valor de punto de control del voltaje UWECSOII Y UWECSOII seguidamente se emplea por las instalaciones de energía eólica en cada caso como UWEC · Además la energía reactiva a ser ajustada, del componente de secuencia positivo de la instalación de energía eólica QWEC > si es necesario, modificada, se emite de tal forma que puede emitirse en total por la unidad de control central 208 y pasarse a la correspondiente unidad de control de la planta 212, como se muestra en la Figura 12.

El boque de control 234 indica por lo tanto un controlador especial de histéresis-tiempo muerto, que tiene los valores AUt,tA,tB y AQ^EC como parámetros. Los temporizadores tienen el significado y el efecto de que una activación de una etapa para la elevación o reducción de la energía reactiva se lleva a cabo solamente cuando el temporizadorl alcance el valor tA. Si el voltaje vuelve a la banda de tolerancia 240 más temprano, la salida de la banda de tolerancia no tiene impacto en el control. Sin embargo, si el temporizadorl llega al valor tA, se activa la elevación o reducción de la energía reactiva en un escalón y se da inicio al temporizador2. Despues es necesario esperar a toda costa hasta que el temporizador2 obtenga el valor tB.

El controlador de la histéresis, que se ha descrito en el bloque de control 234, tiene como objetivo evitar, en combinación con la unidad de control de la planta 212, que el control interno de la instalación de energía eólica se haga inestable si el voltaje del punto de acoplamiento común se utiliza como un valor actual. Además, debería evitarse que los controles del voltaje que utilizan la energía reactiva de la instalación de energía eólica o del parque eólico como una variable manipulada se hagan inestables.

El bloque de control 234, o la Unidad 1.3, llevan a cabo funciones matemáticas, que también pueden utilizarse en otro lugar diferentes de la unidad de control central 208 (la Unidad central 1), es decir en la unidad de control de la planta 212 de instalaciones de energía eólica individuales. Otros datos capturados, particularmente los datos de medición, después llevan a diferentes hallazgos, es decir a diferentes resultados.

La unidad de control de la instalación 212, de las que en el parque eólico se han previsto varias, lleva a cabo algunos cálculos como se explica en la Figura 13. El componente coseno de la energía del componente de secuencia positivo de la instalación de energía eólica l^EC después se captura en la unidad de control de planta 212. Además, el voltaje o el voltaje virtual del componente de secuencia positivo de la instalación de energía eólica UWEC se capturan, y la energía reactiva (que se prefija) del componente de secuencia positivo de la instalación de energía eólica QWEC · Tales dos valores se conducen respectivamente vía un elemento de retardo del primer orden 242 o bien 244, y seguidamente se llevan al bloque del componente seno 246. En el bloque del componente seno 246, el componente seno de la energía a ser ajustada del componente de secuencia positivo de la instalación de energía eólica l^EC se calcula de acuerdo con la fórmula ahí representada, es decir: 1 WEC - QWEC ! UWEC A partir de los componentes coseno y seno de la energía a ser ajustada, se calcula seguidamente en el bloque de corriente total 248 la amplitud de energía de la energía a ser ajustada del componente de secuencia positivo ¡WEC Y su ángulo <p¡wEc como se representa en el bloque 248, es decir mediante la fórmula: Finalmente, en el subsiguiente bloque de energía individual 250 se calculan las tres corrientes de fase individuales a ser ajustadas ii', 12' e 13' mediante las ecuaciones allí representadas y el resultado se envía a la unidad de control de la planta 212 y se pasa al bloque PWM 214 de acuerdo con la Figura 10. Las corrientes se calculan de manera correspondiente con las siguientes ecuaciones - De esta manera, se determinan los componentes de energía por medio de la unidad de control de la planta 212 individualmente para cada instalación de energía eólica 202, en base a valores centralmente prefijados por la unidad de control 0 central 208. En el ejemplo representado, el ángulo <py depende de la medición concreta en la salida de la instalación de energía eólica concreta y de este modo se individualiza para la instalación de energía eólica.

Por lo demás la porción coseno l^EC resulta del control 5 de energía de la instalación de energía eólica. Los elementos de retardo del primer orden 242 y 244 de esta forma constituyen filtros. Estos filtros se adaptan paramétricamente al bloque de control 234.

Con ello el control de la instalación de energía eólica limita la energía y con ello si es necesario, con mayor 0 detalle la energía valor P^WEC · Se hace constar que con relación a esta fecha, el mejor método conocido por la solicitante para llevar a la práctica la citada invención, es el que resulta claro de la presente descripción de la invención. 5

Claims

REIVINDICACIONES Habiéndose descrito la invención como antecede, se reclama como propiedad lo contenido en las siguientes reivindicaciones:

1. Método para el control de un parque eólico que comprende varias instalaciones de energía eólica para la alimentación de una red energía eléctrica AC en un punto de acoplamiento común en una red eléctrica de voltaje alterna caracterizado porque comprende: Alimentar energía trifásica en el punto de acoplamiento común, Identificar un voltaje en la red Un en el punto de acoplamiento común. Comparar el voltaje de la red Un, que se ha identificado en el punto de acoplamiento común, con por lo menos un valor de punto de control prefijado, Determinar los valores de punto de control para la instalación de energía eólica dependiendo de la comparación llevada a cabo para cumplir con un criterio de estabilidad en el punto de acoplamiento común, Pasar los valores de punto de control determinados a unidades de control de la planta de instalaciones de energía eólica individuales y Generar energía eléctrica ii, 12, I3 en cada una de las instalaciones de energía eólica en función de los valores de punto de control predeterminados para la alimentación conjunta en el punto de acoplamiento común.

2. Método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque se identifica la energía (In) alimentada en el punto de acoplamiento común, y se mide particularmente en el punto de acoplamiento común, la energía (In) de alimentación y el voltaje de la red (Un) se identifican en el punto de acoplamiento común, el voltaje de la red (Un) en el punto de acoplamiento común se compara con por lo menos un valor de punto de control predeterminado, y/o el valor del punto de control se determina por una unidad de control central, los valores de punto de control se determinan dependiendo de por lo menos un criterio de estabilidad variable, por lo que el criterio de estabilidad particularmente depende de la condición de red de la red AC en el punto de acoplamiento común, y/o de la energía reactiva alimentada por el parque eólico y/o de la energía activa alimentada por el parque eólico.

3. Método de conformidad con la reivindicación 1 ó 2, caracterizado porque los valores de punto de control se determinan con base en una descomposición en un componente de secuencia positivo y un componente de secuencia negativo de acuerdo con el método de componentes simétricos y que los valores de punto de control son valores del componente de secuencia positivo, es decir, al menos una energía reactiva QWEC de la instalación de energía eólica respectiva a ser alimentada y relacionada con el componente de secuencia positivo, al menos un voltaje de salida o de soporte U^EC de la correspondiente instalación de energía eólica relacionada con el componente de secuencia positivo, y/o al menos una energía activa a ser alimentada de la correspondiente instalación de energía eólica a ser alimentada y relacionada con el componente de secuencia positivo, particularmente una máxima energía activa PmaxwEC a ser alimentada.

4. Método de conformidad con una de las reivindicaciones anteriores, caracterizado porque se calcula y almacena un límite de estabilidad para el control, particularmente que se almacena en la unidad de control central como un mapa característico.

5. Método de conformidad con una de las reivindicaciones anteriores, caracterizado porque la energía activa a ser alimentada QWEC y la energía reactiva a ser alimentada PWEC se delimitan y se determinan los correspondientes valores del punto de control y se pasan a los controles de la planta.

6. Método de conformidad con una de las reivindicaciones anteriores, caracterizado porque los parámetros del punto de alimentación en la red se derivan de mediciones en el punto de alimentación, particularmente de la identificación del voltaje y/o de la energía, con el fin de evaluar las características de la red AC.

7. Método de conformidad con una de las reivindicaciones anteriores, caracterizado porque las sensibilidades de la red son registradas y almacenadas durante un análisis de la red anteriormente llevado a cabo, y las sensibilidades de la red actual se identifican para un punto operativo actual, y un control, particularmente de que al menos se predetermina un punto de valor de control y cambia dependiendo de una comparación de la sensibilidad actuales de la red con las sensibilidades anteriormente registradas de la red previamente, en especial porque se reduce un valor de punto de control para la energía activa a ser alimentada, si, como un resultado de la comparación, una desviación excede o no llega a un valor de umbral predeterminado.

8. Método de conformidad con una de las reivindicaciones anteriores, caracterizado porque un valor de punto de control para la energía reactiva a ser alimentada y/o de la energía activa a ser alimentada cambia repentinamente y/o, con base en la respuesta al voltaje de la red en el punto de acoplamiento común, se determina una sensibilidad de la red actual con base en un (o tal) cambio repentino.

9. Método de conformidad con una de las reivindicaciones anteriores, caracterizado porque se emplea un controlador de histéresis para predeterminar los valores de punto de control, y/o al menos uno de los valores de punto de control cambia, si al menos una variable declarada en la red cumple con un criterio predeterminado, particularmente el voltaje de la red en el punto de acoplamiento común, es decir, excede o no llega a un valor de umbral predeterminado, o excede el valor de un valor de umbral predeterminado, o sale de la banda de tolerancia y seguidamente ha trascurrido un predeterminado tiempo muerto y la variable de estado continúa cumpliendo con el criterio predeterminado.

10. Método de conformidad con una de las reivindicaciones anteriores, caracterizado porque se toma en consideración la impedancia de por lo menos un línea de alimentación de una de instalación de energía eólica hacia el punto de acoplamiento común, cuando se especifican los valores del punto de control, si se considera la caída del voltaje prevista en la línea de alimentación.

11. Parque eólico con varias instalaciones de energía eólica, caracterizado porque es controlado mediante un método de conformidad con las reivindicaciones 1 a 10.

12. Parque eólico de conformidad con la reivindicación 11, caracterizado porque comprende una unidad de control central y cada instalación de energía eólica del parque eólico comprende una unidad de control de la planta, por lo cual la unidad de control central está preparada para proporcionar valores de punto de control a las unidades de control de la planta para la energía reactiva y/o la energía activa a ser alimentadas.

13. Parque eólico de conformidad con una de las reivindicaciones 11 ó 12, caracterizado porque en el punto de acoplamiento común hay una razón proporcional de corrientes de cortocircuito de <4 (preferiblemente <2, más en especial <1.5).

14. Instalación de energía eólica para generar energía eléctrica del viento, caracterizada porque está preparada para su utilización en un parque eólico de conformidad con una de las reivindicaciones 11 a 13, y en especial conprende una correspondiente unidad de control de la planta para recibir valores de punto de control de la unidad de control central del parque eólico.