PROCEDIMIENTO PARA CONTROLAR LA POTENCIA ACTIVA GENERADA POR UNA CENTRAL DE GENERACIÓN DISTRIBUIDA; AEROGENERADOR PARA LLEVAR A CABO DICHO PROCEDIMIENTO; Y PARQUE EÓLICO QUE COMPRENDE DICHO AEROGENERADOR.

La presente invención describe un procedimiento para controlar la potencia activa inyectada a la red por una central de generación eléctrica para contribuir a la estabilidad de la red eléctrica ante variaciones de la frecuencia donde,

en respuesta a una desviación de la frecuencia de red (7), cada unidad (2) de generación calcula una consigna de variación de potencia activa generada en función de un primer parámetro almacenado en dicha unidad (2) de generación, siendo el primer parámetro representativo de la respectiva contribución de dicha unidad (2) de generación a la variación de potencia activa total de la central (1) requerida, y donde una unidad (5) de control central de la central (1) conectada a cada unidad (2) de generación actualiza el valor de los primeros parámetros cuando se producen cambios en los mismos.

Procedimiento para controlar la potencia activa generada por una central de generación distribuida; aerogenerador para llevar a cabo dicho procedimiento; y parque eólico que comprende dicho aerogenerador

OBJETIVO DE LA INVENCIÓN

El objeto de la presente invención es un procedimiento para controlar la potencia activa inyectada a la red por una central de generación eléctrica para contribuir a la estabilidad de la red eléctrica ante variaciones de la frecuencia. Adicionalmente, otro objeto de la invención es una unidad de generación y un parque de generación capaces de llevar a cabo dicho procedimiento.

ANTECEDENTES DE LA INVENCIÓN

El funcionamiento de las redes eléctricas está definido por ciertos parámetros de operación nominales, normalmente tensión y frecuencia. La existencia de desequilibrios entre la potencia eléctrica generada y la potencia eléctrica consumida en un determinado instante provoca desviaciones de la frecuencia de funcionamiento de la red. En particular, cuando la potencia generada excede a la potencia consumida, se produce un aumento de la frecuencia de la red por encima de su valor nominal. Si por el contrario, la potencia generada es menor que la consumida, se produce una disminución de frecuencia con respecto a su valor nominal. Si dichas desviaciones no se corrigen con la suficiente rapidez, puede llegar a ser necesaria la desconexión de grandes zonas de la red.

Con el fin de colaborar en la limitación de la frecuencia de la red eléctrica, las plantas de generación convencionales como térmicas o nucleares tienen medios para, bajo demanda del operador de la red eléctrica, aumentar

o disminuir la potencia activa generada en función de las condiciones de la red eléctrica en cada momento. Hasta ahora no se ha requerido que las centrales de generación distribuida (por ejemplo, las basadas energías renovables como la eólica o solar) colaboren a la estabilidad de la red. Sin embargo, en vista del espectacular aumento de potencia instalada de este tipo de centrales en los últimos años, los requisitos de control de potencia activa impuestos por el operador de la red se están extendiendo a las centrales de generación distribuida.

Los requisitos de los operadores de red de variación de potencia activa en respuesta a desvíos de la frecuencia a las centrales de generación distribuida son variados, ya que dependiendo del tipo de red eléctrica (más o menos fuerte) de una zona, el operador de la red establece unos requisitos de control más o menos exigentes para los generadores conectados a la red. Por ejemplo, los límites máximos de potencia establecidos para la regulación primaria de frecuencia pueden oscilar entre el 1, 5% y el 100% de la potencia nominal. El tiempo en que esa respuesta se realiza también está sujeto a grandes diferencias.

Actualmente, se utilizan fundamentalmente dos tipos de estructuras de control para adecuar la potencia activa generada a la frecuencia de la red. Una primera estructura de control empleada en parques eólicos está basada en el control local de la potencia activa generada en cada aerogenerador individual. Un ejemplo de este tipo de estructuras es la patente US 6891281, donde cada aerogenerador tiene un controlador local que limita su potencia en función de la frecuencia de la red independientemente de la potencia de otros generadores. Dicho controlador tiene las mismas características en todos los aerogeneradores del parque eólico, de manera que para las mismas condiciones de viento y de frecuencia, la variación de potencia en todos ellos será la misma. Sin embargo, esta estrategia de control tiene el inconveniente de que no existe supervisión de que la respuesta global del conjunto de aerogeneradores sea adecuada, pudiendo producirse errores a nivel de parque en la respuesta requerida por el operador de red. Además, dependiendo del requisito del operador, la variación de potencia activa de cada aerogenerador puede ser tan pequeña, por ejemplo de apenas unos pocos kilowatios de variación, que los sistemas de control de potencia de los aerogeneradores sean incapaces de garantizar una precisión suficiente, por ejemplo debido a la existencia de suciedad en las palas, tolerancias de los aparatos de medida de velocidad y potencia, etc. A nivel global de parque, esto puede traducirse en un incumplimiento de los requisitos del operador de la red.

La segunda estructura de control conocida está basada en el control centralizado del parque eólico, es decir, una unidad de control central envía en tiempo real a cada aerogenerador las consignas individuales de potencia en función de la medida de frecuencia de la red. Un ejemplo de esta estrategia es la patente US 7372173, donde la unidad de control central mide la frecuencia de la red y cuando detecta la presencia de un error en la misma con respecto al valor de referencia, envía en tiempo real a cada aerogenerador las consignas de potencia activa necesarias para modificar la potencia del parque eólico en función de los requerimientos del operador de la red. Estos sistemas consiguen una respuesta coordinada del parque, eliminándose errores en la respuesta de los aerogeneradores. Sin embargo, debido a los ciclos de control de parque y a los retrasos de las comunicaciones entre el control central y los aerogeneradores, la rapidez de respuesta de los sistemas centralizados es mucho menor que la de sistemas basados en un controlador local en cada aerogenerador. El retraso entre el momento en que se produce un evento en la red (como por ejemplo una desviación en la frecuencia) y el momento en que los aerogeneradores comienzan a responder a las consignas del control de parque suele exceder los 100ms. Esto puede representar un grave inconveniente, ya que en ocasiones el operador de red requiere que la variación de la potencia activa generada por un parque eólico se produzca más rápidamente.

DESCRIPCIÓN DE LA INVENCIÓN

Los inventores de la presente solicitud han desarrollado un novedoso procedimiento para el control de la potencia activa generada por un parque eólico que combina la rapidez de respuesta característica de los sistemas de control individual y la coordinación característica de los sistemas de control central.

Un primer aspecto de la presente invención describe un procedimiento para controlar la potencia activa generada por una central de generación distribuida formada por al menos dos unidades de generación donde, en respuesta a una desviación de la frecuencia de red, cada unidad de generación calcula su propia consigna de variación de potencia activa generada en función de un primer parámetro recibido de una unidad de control central y almacenado en dicha unidad de generación, siendo el primer parámetro representativo de la contribución de cada unidad de generación concreta a una variación de potencia activa total de la central requerida. De este modo, cada unidad de generación responde inmediatamente ante desviaciones de la frecuencia de la red de una forma parecida a las estrategias de la técnica anterior basadas en el control local, ya que el primer parámetro está en todo momento almacenado en la unidad de generación.

El requerimiento de potencia activa total del parque normalmente es impuesto por el operador de la red, aunque también es posible que lo haga una entidad de explotación de la central de generación o cualquier otro organismo. En el presente documento, por tanto, el término “operador de red” pretende hacer referencia tanto al operador propiamente dicho como a cualquier otra entidad que pueda requerir variaciones en la potencia generada por la central.

Además, para asegurar la coordinación de las variaciones de potencia de las diferentes unidades de generación, en la presente invención una unidad de control central conectada a cada unidad de generación actualiza el valor de los primeros parámetros indicativos de la contribución a la variación de potencia total de cada una de las diferentes unidades de generación cuando se producen cambios en las mismas. Los cambios en los primeros parámetros no están asociados necesariamente a cambios en la frecuencia de la red, sino a cambios en las condiciones de funcionamiento de las turbinas como por ejemplo, cambios en las condiciones de viento, paradas asociadas a labores de mantenimiento, temperatura de los componentes, número de horas equivalentes de funcionamiento a potencia nominal, etc. De este modo, la unidad de control central no espera a que se produzca una desviación en la frecuencia de la red para el cálculo de los primeros parámetros, a diferencia del estado de la técnica en el que el control central calcula nuevas consignas ante el evento de un cambio en la frecuencia. Así, en el momento en que se produce un desvío en la frecuencia...

1. Procedimiento para controlar la potencia activa generada por una central (1) de generación distribuida formada por al menos dos unidades (2) de generación, caracterizado por que:

en respuesta a una desviación de la frecuencia de red (7) , cada unidad (2) de generación calcula una consigna de variación de potencia activa generada en función de un primer parámetro almacenado en dicha unidad

(2) de generación, siendo el primer parámetro representativo de la respectiva contribución de dicha unidad (2) de generación a la variación de potencia activa total de la central (1) requerida,

y donde una unidad (5) de control central de la central (1) conectada a cada unidad (2) de generación actualiza el valor de los primeros parámetros cuando se producen cambios en los mismos.

2. Procedimiento según la reivindicación 1, donde el primer parámetro es la denominada tasa de contribución dinámica (Ci) , que se define como la relación entre la consigna de variación de potencia activa de la unidad (2) de generación y la variación de potencia activa total de la central (1) requerida.

3. Procedimiento según la reivindicación 1, donde el primer parámetro es una denominada tasa potenciafrecuencia individualizada (Ki) , que se define como la relación entre la consigna de variación de potencia activa de la unidad (2) de generación y la desviación de la frecuencia de la red (7) .

calcula según la expresión KK 2 C , donde K2 es el requisito de variación de potencia activa.

4. Procedimiento según las reivindicaciones 2 y 3, donde la tasa potencia-frecuencia individualizada (K i) se

5. Procedimiento según cualquiera de las reivindicaciones 2 y 4, donde la unidad de control central de la central (1) modifica la tasa de contribución dinámica (Ci) de las unidades de generación cuando se producen cambios en las condiciones de operación de dichas unidades de generación.

6. Procedimiento según cualquiera de las reivindicaciones anteriores, donde cada unidad (2) de generación calcula una consigna de disminución estática de potencia activa generada en función de un segundo parámetro (Ci_est) almacenado en dicha unidad (2) de generación, siendo dicho segundo parámetro (Ci_est) representativo de la respectiva contribución de dicha unidad (2) de generación a la disminución estática de potencia activa total de la central (1) requerida, actualizando la unidad (2) de control central el valor de los segundos parámetros (Ci_est) cuando se producen cambios en los mismos.

7. Procedimiento según la reivindicación 6, donde el segundo parámetro (Ci_est) es la relación entre la consigna de disminución estática de potencia activa de una unidad (2) de generación y la disminución estática de potencia activa total de la central (1) de generación requerida.

8. Procedimiento según cualquiera de las reivindicaciones 6-7, donde el segundo parámetro (Ci_est) y la tasa de contribución dinámica (Ci) son iguales.

9. Procedimiento según cualquiera de las reivindicaciones anteriores, donde la unidad (2) de generación es un parque eólico y la central (1) de generación es un grupo de parques eólicos.

10. Procedimiento según cualquiera de las reivindicaciones 1-8, donde la unidad (2) de generación es un aerogenerador y la central (1) de generación es un parque eólico.

11. Procedimiento según la reivindicación 10, donde el segundo parámetro (Ci_est) y la tasa de contribución dinámica (Ci) se determinan basándose en parámetros operacionales del aerogenerador (2) .

12. Procedimiento según cualquiera de las reivindicaciones 10 y 11, donde los aerogeneradores (2) envían a la unidad (5) de control central una señal indicativa de la estimación de potencia disponible en cada aerogenerador (2) .

13. Procedimiento según la reivindicación 12, donde la potencia disponible en cada aerogenerador (2) se calcula a partir de medidas de velocidad de viento, velocidad de giro del aerogenerador (2) , potencia generada y posición del ángulo de paso y/o de coeficientes de captación de potencia en las palas.

14. Procedimiento según la reivindicación 13, donde los aerogeneradores (2) calculan valores actualizados de los coeficientes de captación de potencia de las palas cuando tanto la consigna de variación de potencia activa como la consigna de disminución estática de potencia activa son nulas.

15. Procedimiento según cualquiera de las reivindicaciones 10 y 11, donde un grupo de aerogeneradores (2) del parque eólico envía a la unidad (5) de control central una señal indicativa de la estimación de potencia disponible en cada aerogenerador (2) , comprendiendo el cálculo de dicha señal indicativa las siguientes operaciones:

i i

- enviar desde la unidad (5) de control central a dicho grupo de aerogeneradores (2) que se encuentran operando en modo reserva una consigna para el cálculo de la potencia disponible;

-enviar desde la unidad (5) de control central al resto de aerogeneradores (2) consignas actualizadas del coeficiente de disminución estática (Ci_est) para compensar desvíos en la potencia total del parque eólico;

- el grupo de aerogeneradores (2) pasa de operar en modo reserva a operar en modo normal durante un tiempo 5 predeterminado para obtener una estimación de la potencia disponible; y

- cada uno de dichos aerogeneradores (2) envía a la unidad (5) control central la medida de potencia filtrada resultante, correspondiente a la potencia disponible.

16. Aerogenerador (2) capaz de llevar a cabo el procedimiento de cualquiera de las reivindicaciones 1-8 y 10

15, caracterizado por que comprende un regulador (3) de potencia conectado a una unidad (5) de control central del parque eólico (1) y medios para medir la frecuencia de la red (3) eléctrica, estando cada regulador de potencia (3) configurado para calcular, en función de un primer parámetro indicativo de su respectiva contribución a la variación de potencia total y de la desviación entre una frecuencia de referencia y la frecuencia medida, una consigna de variación de potencia activa generada por dicho aerogenerador (2) .

17. Parque eólico (1) formado por al menos dos aerogeneradores (2) descritos en la reivindicación 16, caracterizado por que comprende una red (6) de comunicación configurada para conectar una unidad (5) de control central del parque eólico (1) con los reguladores de potencia (3) de los al menos dos aerogeneradores (2) , y que está configurada para calcular y enviar nuevos valores de los primeros parámetros indicativos de la contribución a la variación de potencia total desde la unidad (5) de control central a los reguladores de potencia (3) de dichos al menos dos aerogeneradores (2) .