PROCEDIMIENTO Y DISPOSITIVO PARA LA REDUCCION DE LAS FLUCTUACIONES DE TENSION PRODUCIDAS POR PARQUES EOLICOS FORMADOS POR AEROGENERADORES ASINCRONOS DE VELOCIDAD FIJA.

La presente invención se refiere a un procedimiento para la reducción de las fluctuaciones de tensión y el flicker producidos por los parques eólicos de generadores asíncronos de velocidad fija.

El procedimiento consiste en la regulación de la velocidad de una o más turbinas de dicho parque hasta obtener, en cada una de éstas, una posición (fase) óptima del rotor, de tal forma que las fluctuaciones de la potencia que produzcan se resten a las fluctuaciones producidas por el resto de los aerogeneradores.

La presente invención se refiere también a un dispositivo capaz de proporcionar una señal de error al sistema de control de los aerogeneradores o del parque eólico para que éstos varíen su velocidad hasta que sus rotores se encuentren ella posición relativa adecuada para el fin que se persigue

Procedimiento y dispositivo para la reducción de las fluctuaciones de tensión producidas por parques eólicos formados por aerogeneradores asíncronos de velocidad fija.

Sector de la técnica

La invención se encuadra en el sector de la energía eólica, más concretamente en el de la calidad de la energía suministrada por los parques eólicos.

Estado de la técnica

Uno de los problemas de calidad de suministro eléctrico provocados por los parques eólicos formados por aerogeneradores de velocidad fija, es decir, con generadores asíncronos de rotor en jaula de ardilla, es el flicker o parpadeo, debido a las variaciones del valor eficaz de la tensión de frecuencia entre los 0,5 y 25 Hz En los parques eólicos, estas variaciones de tensión son causadas por la inyección de una potencia variable a la red, lo que provoca una caída de tensión también variable en las impedancias y transformadores de las redes, ya que las variaciones de potencia se manifiestan fundamentalmente como variaciones en el valor eficaz de la corriente suministrada. Las causas por las cuales los aerogeneradores producen una potencia variable son de tipo estocástico (principalmente debidas a variaciones en la velocidad del viento) y determinista. En cuanto a las primeras, suelen producir variaciones de potencia de hasta alguna décima de hertzio, es decir, en la frontera de las frecuencias que producen flicker. En cuanto a las segundas, son de tipo periódico y debidas principalmente a los efectos sombra de torre y estratificación de la velocidad del viento. Se producen como consecuencia de la disminución del par motor suministrado por la turbina cada vez que una de sus palas pasa por delante de la torre del aerogenerador. En una turbina tripala la frecuencia de estas variaciones de potencia es 3p, siendo p la frecuencia de la turbina. En los aerogeneradores del orden del megavatio esta frecuencia 3p suele ser del orden de 1 a 2 Hz y las variaciones de potencia de hasta un 20% de la potencia media.

En un parque eólico, las fluctuaciones de la potencia producidas por los distintos aerogeneradores que lo componen se combinan entre sí. En general, se considera que las fases de los rotores se encuentran en posiciones aleatorias y que la amplitud de la fluctuación resultante es proporcional a sqrt{N}, siendo N el número de aerogeneradores del parque eólico. Algunos estudios ponen de manifiesto que las turbinas de un parque tienden a sincronizarse al cabo de un cierto tiempo (algunas horas) lo que trae consigo una superposición de las fluctuaciones y un aumento de la perturbación producida por el conjunto del parque.

En la actualidad no se tiene conocimiento de la existencia de procedimientos específicamente diseñados para reducir las fluctuaciones de tensión y, por lo tanto, el flicker producido por los parques eólicos formados por aerogeneradores asíncronos de velocidad fija.

Descripción de la invención

La presente invención se refiere a un procedimiento para la reducción de las fluctuaciones de la potencia suministrada por el parque eólico a la red consistente en la regulación de la velocidad de una o más turbinas de dicho parque hasta obtener, en cada una de éstas, una posición (fase) óptima del rotor, de tal forma que las fluctuaciones de la potencia que produzca se resten a las fluctuaciones producidas por el resto de generadores. De este modo, los rotores de las turbinas del parque dejan de estar en posiciones aleatorias para estar, algunas de ellas, en posiciones tales que las fluctuaciones periódicas de la potencia que producen cancelen, con una elevada probabilidad, las producidas por el resto del parque. En general, bastará con controlar las fases de un número de turbinas menor que sqrt{N}.

Casi todas las turbinas disponen de algún mecanismo que permite realizar el control de la potencia máxima y o el frenado aerodinámico de la misma. En algunas, las palas pueden rotar alrededor de su eje longitudinal, variando así el ángulo de ataque frente al viento y, en consecuencia, el par motor. En otras, las de paso de pala fijo, el control de la potencia máxima suministrada se realiza de forma automática, al estar diseñadas las palas de forma que entren en pérdida aerodinámica para velocidades del viento elevadas. En este caso son unos aerofrenos en la punta de las palas los que provocan el frenado cuando es necesario Cualquiera de estos sistemas, que no son objeto de esta invención, se puede utilizar para disminuir ligeramente la velocidad de rotación de la turbina atendiendo a una orden del sistema de control del aerogenerador o del parque y, de este modo, ajustar la fase o posición relativa del rotor con respecto a las otras turbinas del parque.

La presente invención se refiere también a un dispositivo, cuyo diagrama de bloques se muestra en la figura 1, en el interior del recuadro de trazo discontinuo, capaz de suministrar una señal de error de fase (1) cuando la posición del rotor de la turbina controlada no sea la óptima para reducir las fluctuaciones. Para el correcto funcionamiento de esta invención, esta señal de error se deberá enviar al ordenador encargado del control de potencia de la turbina (2). Este ordenador deberá estar debidamente programado para ordenar una ligera disminución de la velocidad de rotación de la turbina hasta que su fase sea la adecuada, momento en el cual la señal de error proporcionada por el dispositivo objeto de la invención se anula. Las señales de entrada al dispositivo son dos: a) la corriente suministrada por el generador (3) y b) la corriente suministrada por los otros aerogeneradores anteriores, es decir, más alejados del punto de evacuación de la energía producida por el parque, que es la denominada señal de referencia (4). De cada una de estas señales se obtiene, en primer lugar, su valor eficaz y, a partir de éste, mediante filtrado, la fluctuación de frecuencia 3p, donde p es, como se ha explicado anteriormente, la frecuencia de rotación de la turbina. Las señales así obtenidas se introducen en sendos módulos seguidores de fase, conocidos habitualmente como PLL (5), los cuales proporcionan a su salida sendas señales sinusoidales de amplitud fija y en fase con sus respectivas entradas y, por lo tanto, en fase también con las corrientes del generador (3) y la corriente proveniente del resto (4) cuya fluctuación se pretende anular. La señal de error de fase (1) deberá ser nula cuando las salidas de los PLL estén en oposición de fase entre sí y máxima cuando estén en fase. Una forma de obtener esta señal de error es sumando las salidas de los PLL (6), elevando al cuadrado el resultado (7) y, finalmente, alisar el resultado mediante un filtro paso bajo (8).

Opcionalmente puede utilizarse la tensión en bornes del propio generador como señal de referencia (4), en cuyo caso el funcionamiento del sistema es el mismo que el explicado anteriormente aunque, dependiendo de algunas características del parque eólico, el bloque sumador (6) deberá configurarse para obtener a su salida la suma o la diferencia de las señales que tiene a su entrada. En la figura 2 se muestra, a modo de ejemplo, un esquema simplificado de un parque eólico. Los generadores escogidos para compensar las fluctuaciones producidas por el resto se encuentran dibujados dentro de cuadros de línea discontinua (9), (10) y (11). El resto de los aerogeneradores girarán libremente. En uno de los generadores elegidos (11) se muestra también el lugar donde se miden las magnitudes eléctricas que se utilizan como entradas en el sistema de control de la fase del rotor representado en la Figura 1. La que se utiliza como referencia en este caso es la corriente que proviene del resto de aerogeneradores conectados a la misma derivación (4 y 12) y la otra es la corriente suministrada por el propio aerogenerador cuya posición se va a controlar (3 y 13).

1. Procedimiento para la reducción de las fluctuaciones periódicas (a cuya frecuencia se denomina 3p) de la tensión producidas por un parque eólico de aerogeneradores asíncronos de velocidad fija debidas fundamentalmente a los efectos sombra de torre y estratificación de la velocidad del viento, caracterizado porque:

a)        se reducen las fluctuaciones periódicas de la potencia total suministrada por el parque mediante un sistema que fuerza que las fluctuaciones periódicas de la potencia producidas por la mayor parte de los aerogeneradores que componen el parque eólico son compensadas parcialmente o anuladas por las producidas por el resto de los aerogeneradores,

b)        se eligen uno o más aerogeneradores del parque eólico para que, mediante la disminución, durante un cierto periodo de tiempo, de la velocidad de rotación de sus turbinas, éstas giren finalmente con una posición angular determinada de tal forma que las fluctuaciones de potencia de frecuencia 3p que producen anulan o disminuyen las fluctuaciones de potencia de la misma frecuencia producidas por los otros generadores del parque,

c)        la regulación de la posición angular de cada una de las turbinas elegidas se obtiene procesando las formas de onda de dos magnitudes eléctricas que son, la primera de ellas, la correspondiente a la corriente suministrada por el aerogenerador y, la otra, una variable eléctrica de referencia que puede ser, o bien la corriente suministrada por otros generadores del parque en la misma línea o derivación interna que aquel, o bien la tensión en bornes del mismo.

2. Procedimiento según reivindicación 1, caracterizado porque:

a)        se extraen la señal moduladora del valor eficaz de la magnitud eléctrica de referencia (corriente proveniente de otros aerogeneradores o tensión en el punto de conexión) y de la corriente suministrada por el aerogenerador en el que se implanta el sistema objeto de la invención, mediante un adecuado filtrado de los respectivos valores eficaces que deja pasar la componente de frecuencia 3p y atenúa el resto de las frecuencias,

b)        se emplean las señales moduladoras anteriores para obtener una señal de error que se utiliza para, a partir de ella y con los mecanismos adecuados a cada aerogenerador, controlar la posición angular del rotor de la turbina hasta que las fluctuaciones de potencia de frecuencia 3p que ésta produce tienen un desfase con respecto a las de la señal eléctrica de referencia tal que se reducen, en la mayor cuantía posible de acuerdo con la potencia que entrega la turbina, las fluctuaciones de la potencia contra las que se está actuando, es decir, las producidas por los otros aerogeneradores.

3. Dispositivo según una cualquiera de las reivindicaciones 1 y 2 caracterizado porque comprende:

a)        medios para la detectar la fluctuación de frecuencia 3p (señal moduladora) del valor eficaz de las variables tensión o corriente que se utilizan como entradas,

b)        medios para producir, a partir de estas fluctuaciones, sendas señales sinusoidales en fase con las anteriores y de amplitud fija,

c)        medios para sumar o restar las sinusoides anteriores

d)        medios para elevar al cuadrado el resultado anterior,

e)        medios para filtrar la señal resultante anterior y aplicar la ganancia necesaria para enviar esta señal al ordenador u otro sistema encargado del control de la turbina para reducir la velocidad de rotación de la misma.

4. Dispositivo según la reivindicación 3 caracterizado porque forma parte de los medios de gestión del funcionamiento de un aerogenerador.

5. Dispositivo según la reivindicación 3 caracterizado porque forma parte de los medios de gestión del funcionamiento de un parque eólico.