ES2693978T3

ES2693978T3 - Supervisión de red básica de una central eléctrica eólica

Info

Publication number: ES2693978T3
Application number: ES14792383.3T
Authority: ES
Inventors: Jorge Martinez Garcia
Original assignee: Vestas Wind Systems AS
Current assignee: Vestas Wind Systems AS
Priority date: 2013-11-28
Filing date: 2014-10-30
Publication date: 2018-12-17
Anticipated expiration: 2034-10-30
Also published as: US10132297B2; CN105793561B; US20170022977A1; EP3077662B1; CN105793561A; EP3077662A1; WO2015078470A1

Abstract

Método para la supervisión de un parámetro eléctrico (311) en una central eléctrica eólica, comprendiendo la central eléctrica eólica una pluralidad de generadores de turbina eólica, comprendiendo el método: a) medir el parámetro eléctrico (311) en la central eléctrica eólica, b) determinar una diferencia entre el parámetro de medición y un valor de referencia, c) en caso de que la diferencia sea mayor que un valor umbral, aumentar un contador de fenómenos, y d) en caso de que el contador de fenómenos se aumente, activar un primer indicador de advertencia, e) determinar un signo de la diferencia, f) en caso de que la diferencia sea mayor que un valor umbral y el signo de una diferencia anterior haya pasado de negativo a positivo o de positivo a negativo, aumentar un contador de parpadeo, g) en caso de que se aumente el contador de parpadeo, iniciar una ventana de parpadeo con una segunda duración de tiempo predeterminada, h) repetir las etapas a) a g) una vez cada periodo de tiempo de muestra predefinido, i) en caso de que el contador de parpadeo sea mayor que un valor límite predeterminado, activar un indicador de advertencia de parpadeo, y j) restablecer el contador de parpadeo cuando expire la ventana de parpadeo.

Description

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DESCRIPCION

Supervision de red basica de una central electrica eolica Campo de la invencion

La presente invencion se refiere a un metodo para la supervision de una medicion electrica en una central electrica eolica, con una pluralidad de generadores de turbina eolica. Ademas, la presente invencion se refiere a un controlador de central electrica del tipo mencionado anteriormente.

Antecedentes de la invencion

Una central electrica eolica tiene habitualmente una pluralidad de turbinas eolicas para convertir ene^a eolica en electricidad. Para suministrar electricidad a los usuarios finales de electricidad, la central electrica eolica esta conectada a una red electrica. Sin embargo, antes de que la central electrica eolica pueda conectarse a una red electrica, la central electrica eolica debe cumplir los requisitos de rendimiento electrico de la central electrica eolica especificados por los codigos de red. Un requisito es un tiempo de respuesta inicial de la central electrica eolica para diversos parametros tales como tension, frecuencia, potencia activa y potencia reactiva.

A menudo, una central electrica eolica se refiere a un grupo de generadores de turbina eolica que estan conectados comunmente a una red electrica a traves de un punto de conexion comun, conocido tambien como punto de acoplamiento comun (PCC). Generalmente, la central electrica eolica tiene un controlador de central electrica eolica que monitoriza una tension de red electrica y compara la tension de red electrica con un punto de consigna externo. Una diferencia entre la tension de red electrica real y el punto de consigna externo (por ejemplo, una senal de error) se usa para calcular una orden de produccion de potencia reactiva para la central electrica eolica. Esta orden se envfa desde el controlador de central electrica eolica hasta las turbinas eolicas individuales que a su vez responderan (por ejemplo, produciran mas o menos energfa con el fin de ajustar la tension de red electrica) tras recibir la orden. La senal de error puede estar provocada por un cambio en la tension de red electrica real o un cambio en el punto de consigna externo. El tiempo de respuesta inicial de la central electrica eolica va a entenderse como el periodo de tiempo que se inicia tras la deteccion de un cambio en la tension de red electrica o un cambio en el punto de consigna externo y que termina tan pronto como responde la primera turbina eolica de la pluralidad de turbinas eolicas de la central electrica eolica (tan pronto como se detecte una respuesta).

A menudo, el controlador de central electrica funciona con algunas restricciones. Estas restricciones pueden estar relacionadas con limitaciones de corriente o tension, pero en la practica los lfmites se implementan a menudo como una restriccion a la potencia reactiva suministrada desde la central electrica eolica hasta la red a traves de un punto de acoplamiento comun. Esta restriccion puede ser o bien un lfmite de potencia reactiva estricto con un valor numerico de VAr o p.u. o un valor de factor de potencia, que significa que la potencia reactiva esta limitada a un maximo superior definido segun la presente produccion de potencia activa.

En la teona de control clasica con bucles de realimentacion, se ha conocido tener una referencia y compararla con una medicion. La diferencia entre la referencia y la medicion, conocida tambien como el error, se usa como la entrada para un controlador. El controlador es, a menudo, un controlador de PID, PI o incluso P. A menudo, grandes errores conducen al controlador a una situacion menos estable, ya que puede producirse saturacion en la parte integrante del controlador o se produce saturacion ya que pueden alcanzarse lfmites maximo o mmimo de los valores de salida.

De entre la tecnica anterior relevante estan los documentos US 2012/313593 A1 y US 2012/271470 A1.

Sumario de la invencion

Este sumario se proporciona para introducir una seleccion de conceptos de forma simplificada que se describen adicionalmente a continuacion en la descripcion detallada. Este sumario no pretende identificar caractensticas clave o caractensticas esenciales del tema reivindicado, ni pretende usarse como una ayuda para determinar el alcance del tema reivindicado.

Un objeto de la presente invencion es tener un metodo para evitar una saturacion de controlador en general durante un funcionamiento normal, ya que deben evitarse grandes errores de control en el funcionamiento normal.

Mejorar la supervision de la red electrica a la que esta conectada la central electrica eolica garantiza un mejor rendimiento de la central electrica eolica, ya que un control mejorado por el controlador de central electrica es uno de los beneficios de la presente invencion.

Por tanto, se pretende que se obtengan el objeto descrito anteriormente y varios otros objetos en un primer aspecto de la invencion proporcionando un metodo para la supervision de una medicion electrica en una central electrica eolica, con una pluralidad de generadores de turbina eolica, comprendiendo el metodo:

a) medir una medicion de un parametro electrico (311) en la central electrica eolica,

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b) determinar una diferencia entre la medicion y un valor de referencia,

c) en caso de que la diferencia sea mayor que un valor umbral, aumentar un contador de fenomenos,

d) en caso de que se aumente el contador de fenomenos, activar un primer indicador de advertencia.

e) determinar un signo de la diferencia,

f) en caso de que la diferencia sea mayor que un valor umbral y el signo de una diferencia anterior para una muestra anterior haya pasado de negativo a positivo o de positivo a negativo, aumentar un contador de parpadeo (flicker),

g) en caso de que se aumente el contador de parpadeo, iniciar una ventana de parpadeo con una segunda duracion de tiempo predeterminada,

h) repetir las etapas a) a g) una vez cada periodo de tiempo de muestra predefinido,

i) en caso de que el contador de parpadeo sea mayor que un valor lfmite predeterminado, activar un indicador de advertencia de parpadeo,

j) restablecer el contador de parpadeo cuando expire la ventana de parpadeo.

La invencion es particularmente, pero no exclusivamente, ventajosa puesto que permite que el controlador de central electrica monitorice mediciones comparadas con las senales de referencia. Establecer advertencias siempre que las mediciones excedan el valor umbral ayuda al controlador de central electrica a supervisar el estado del sistema electrico. Una ventaja es que las funciones de supervision constituyen una monitorizacion efectiva de parpadeo y/u oscilaciones.

Segun una realizacion de la invencion, el metodo comprende ademas:

- en caso de que se aumente el contador de fenomenos, iniciar un temporizador de fenomenos con una duracion de tiempo predeterminada,

- repetir las etapas a), b), c) y d) una vez cada periodo de tiempo de muestra predefinido,

- en caso de que el contador de fenomenos sea mayor que un valor lfmite predeterminado, activar un segundo indicador de advertencia,

- restablecer el contador de fenomenos cuando expire el temporizador de fenomenos.

Una ventaja de la realizacion anterior es que, al repetirse las etapas, se realiza la supervision de manera discreta y, por tanto, la medicion se sigue de manera continuada.

Segun una realizacion de la invencion, la medicion electrica es una medicion de tension o una medicion de potencia reactiva. Una ventaja de esta realizacion es que se conoce que las mediciones tanto de tension como de potencia reactiva cambian con el paso del tiempo.

Segun una realizacion de la invencion, la medicion es un valor instantaneo del parametro electrico. Una ventaja de esta realizacion es que la supervision puede detectar transitorios rapidos mas rapido de lo que pueden propagarse a traves del controlador, y de ese modo el controlador de central electrica estara informado de ellos antes.

Segun una realizacion de la invencion, el metodo comprende ademas: el filtrado de paso bajo de la medicion del parametro electrico, de modo que la medicion es un valor filtrado del parametro electrico. Una ventaja de esta realizacion es que la supervision no vera el transitorio rapido y, por tanto, no alterara el sistema.

Segun una realizacion de la invencion, el valor umbral se selecciona como combinacion de una banda muerta y un margen. Una ventaja de esta realizacion es que el margen permite a la medicion alguna fluctuacion y la banda muerta asegura que esas fluctuaciones las cuales pueden ser la consecuencia de una funcion de red normal, y, por tanto, no son relevantes para hacer saltar una alarma. El usuario tiene la capacidad de establecer la amplitud de estas oscilaciones esperadas normales en la banda muerta segun la ubicacion de la central eolica.

Segun una realizacion de la invencion, la supervision se inhabilita temporalmente segun un fenomeno predefinido, tal como un cambio de referencia o un transitorio en el valor de referencia. Una ventaja de esta realizacion es que el controlador de central electrica se interrumpe por fenomenos que se conoce que provocan un comportamiento de transitorio en las mediciones.

Segun una realizacion de la invencion, el metodo comprende ademas:

- determinar un cambio delta en la medicion comparada con la medicion de una muestra anterior,

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- establecer una duracion de la inhabilitacion temporal de la supervision segun el cambio delta.

Una ventaja de esta realizacion es que los sistemas de supervision saben cuando ha terminado la inhabilitacion temporal y el sistema puede retomar de nuevo el funcionamiento normal.

Segun una realizacion de la invencion, la supervision se inhabilita segun un fenomeno predefinido. Una ventaja de esta realizacion es que el controlador de central electrica se interrumpe por fenomenos que se conoce que provocan un comportamiento transitorio en las mediciones.

Segun una realizacion de la invencion, el fenomeno predefinido es una situacion en la que un porcentaje de la pluralidad de generadores de turbina eolica en un modo de funcionamiento esta por debajo de un porcentaje predeterminado.

En un segundo aspecto, la presente invencion se refiere a al menos un producto de programa informatico que puede cargarse directamente en la memoria interna de al menos un ordenador digital, que comprende partes de codigo de software para realizar las etapas del metodo segun cualquiera de las realizaciones dadas a conocer en el presente documento, cuando dicho al menos un producto se ejecuta en dicho al menos un ordenador.

En un tercer aspecto, la presente invencion se refiere a un controlador de central electrica dispuesto para supervisar una central electrica eolica, la central electrica eolica comprende una pluralidad de generadores de turbina eolica, en la que el controlador de central electrica esta dispuesto para:

medir un parametro electrico en la central electrica eolica,

determinar una diferencia entre el parametro electrico medido y un valor de referencia, y en caso de que la diferencia sea mayor que un valor umbral, aumentar un contador de fenomenos, y en caso de que se aumente el contador de fenomenos, activar un primer indicador de advertencia determinar un signo de la diferencia,

en caso de que la diferencia sea mayor que un valor umbral y el signo de una diferencia anterior para una muestra anterior haya pasado de negativo a positivo o de positivo a negativo, aumentar un contador de parpadeo,

en caso de que se aumente el contador de parpadeo, iniciar una ventana de parpadeo con una segunda duracion de tiempo predeterminada,

repetir las etapas anteriores una vez cada periodo de tiempo de muestra predefinido,

en caso de que el contador de parpadeo sea mayor que un valor lfmite predeterminado, activar un indicador de advertencia de parpadeo,

restablecer el contador de parpadeo cuando expire la ventana de parpadeo.

Los aspectos primero, segundo y tercero de la presente invencion pueden combinarse cada uno con cualquiera de los otros aspectos. Estos y otros aspectos de la invencion seran evidentes a partir de y dilucidarse con referencia a las realizaciones descritas a continuacion en el presente documento.

Muchas de las caractensticas relacionadas se apreciaran mas facilmente a medida que las mismas pasen a entenderse mejor por referencia a la siguiente descripcion detallada considerada conjuntamente con los dibujos adjuntos. Las caractensticas preferidas pueden combinarse segun sea apropiado, como resultara evidente para un experto en la tecnica, y pueden combinarse con cualquiera de los aspectos de la invencion.

Breve descripcion de los dibujos

La figura 1 muestra una estructura general de una turbina eolica,

la figura 2 muestra una central electrica eolica segun la presente invencion,

la figura 3 muestra un trazado de tiempo de una medicion con oscilaciones,

la figura 4 muestra un trazado de tiempo de una medicion, y

la figura 5 muestra un diagrama de flujo segun el metodo de la invencion.

Descripcion detallada de la invencion

Ahora se explicara la presente invencion en mayor detalle. Aunque la invencion es susceptible a diversas modificaciones y formas alternativas, se han dado a conocer realizaciones espedficas por medio de ejemplos. Debe

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entenderse, sin embargo, que no se pretende que la invencion se limita a las formas particulares dadas a conocer. Mas bien, la invencion debe cubrir todas las modificaciones, equivalentes y alternativas que se encuentran dentro del alcance de la invencion tal como se define mediante las reivindicaciones adjuntas.

La idea para esta presente invencion es implementar un mecanismo de supervision para detectar una anomalfa en un punto de medicion (PoM) 211 en un sistema electrico. Normalmente, un PoM esta asociado siempre con al menos un bucle de control. En un sistema electrico, tal como una central electrica eolica (WPP) un PoM se refiere a menudo a una medicion electrica, es decir, tension/tensiones y/o corriente(s), a partir de la que pueden derivarse muchas otras medidas, tal como frecuencia, potencia activa, potencia reactiva, factor de potencia (PF) y muchas otras.

Cuando se activa un control reactivo (PF, Q, VSC, Vpi), las mediciones de potencia reactiva y tension se monitorizan en la ejecucion del bucle de control reactivo. Se activaran una advertencia y, finalmente, una alarma al controlador de central electrica para que tome medidas adicionales si existen desviaciones con respecto a lo que se esperaba.

La presente invencion supervisa las senales medidas frente a un valor esperado, en este caso lo que se espera sigue el valor de referencia de controlador correspondiente.

El controlador esta dotado de valores de medicion desde un punto de medicion, valores que se modifican segun valores estimados en un punto de acoplamiento comun, y valores de referencia asociados (por ejemplo, Vref, fref, Qref, etc.) para el punto de medicion.

Las realizaciones de la presente invencion pertenecen a un controlador de central electrica de un sistema de energfa eolica con una pluralidad de generadores de turbina eolica.

El generador de turbina eolica que suministra energfa a una red electrica puede equiparse con una capacidad de regulacion frente a un nivel de tension, una frecuencia de red y fluctuaciones de potencia activa. “Red electrica” o “red” es una red de distribucion de energfa electrica fuera del lfmite y del punto de acoplamiento comun de una central electrica eolica; cuando se hace referencia a la red dentro de una central electrica eolica, se crea una expresion con indicacion explfcita a la central electrica eolica, por ejemplo, “red de central electrica eolica”.

La figura 1 muestra un generador de turbina eolica de velocidad variable (WPS) 1 a modo de ejemplo que es uno de de una pluralidad de generadores de turbina eolica de una central electrica eolica (WPP) 2. Tiene un rotor 3 con un buje en el que estan montadas, por ejemplo, tres palas 4. El angulo de paso de las palas de rotor 4 puede variarse por medio de actuadores de paso. El rotor 3 se soporta por una gondola 5 y acciona un generador 12 a traves de un arbol principal 8, una caja de engranajes 10 y un arbol de alta velocidad 11. Esta estructura es a modo de ejemplo; otras realizaciones, por ejemplo, usan un generador de accionamiento directo 15.

El generador 12 (por ejemplo, generador asmcrono o smcrono) produce energfa de salida electrica de una frecuencia relacionada con la velocidad de rotacion del rotor 3, que se convierte en la frecuencia de red (por ejemplo, aproximadamente 50 o 60 Hz) mediante un convertidor 19. La tension de la energfa electrica asf producida se transforma por elevacion por un transformador 9. La salida del transformador 9 es los terminales 9a del generador de turbina eolica. La energfa electrica desde el generador de turbina eolica 1 y desde los otros generadores de turbina eolica de la central electrica eolica 2 se alimenta a una red de central electrica eolica 18 (simbolizada por “a” en la figura 1). La red de central electrica eolica 18 esta conectada en un punto de acoplamiento comun 21 y un transformador elevador adicional opcional 22 a una red de distribucion de energfa electrica externa de central electrica eolica 20. La red 20 esta equipada con capacidad de regulacion frente a fluctuaciones de frecuencia de red, por ejemplo en forma de productores convencionales que pueden aumentar y bajar la produccion en un lapso corto de tiempo para controlar la frecuencia.

Un sistema de control incluye un controlador de turbina eolica 13 y un controlador de central electrica eolica 23. El controlador de turbina eolica 13 controla el funcionamiento del generador de turbina eolica individual 1, por ejemplo selecciona el modo de funcionamiento de carga completa o carga parcial, es decir, dependiendo de la velocidad de viento actual, provoca, en el modo de carga parcial, el funcionamiento del generador de turbina eolica en el punto de funcionamiento optimo ajustando el angulo de pala y controlando la relacion de velocidad periferica con respecto a la optima aerodinamica a la velocidad de viento actual, y controla el convertidor 19 para producir electricidad segun las prescripciones del controlador de parque eolico, por ejemplo una instruccion para proporcionar una cantidad determinada de potencia reactiva ademas de la potencia activa, etc. El controlador de turbina eolica 13 usa diferentes senales de entrada para realizar sus tareas de control, por ejemplo senales que representan condiciones de viento actuales (por ejemplo, de un anemometro 14 y una veleta 15), senales de realimentacion que representan angulo de paso, posicion de rotor, amplitudes y fases de la tension y corriente en el generador 12 y los terminales 9a, etc., y senales de orden desde el controlador de central electrica eolica 23. El controlador de central electrica eolica 23 recibe senales representativas de la tension, la corriente y la frecuencia en el punto de acoplamiento comun 21 (parametros que pueden considerarse que representan la tension, la corriente y la frecuencia en la red de distribucion de energfa electrica 20) y, opcionalmente, recibe informacion o senales de orden desde el proveedor de red de distribucion de energfa electrica (en “c” en la figura 1). Basandose en algunos de estos (y, opcionalmente, adicionales) parametros de entrada, el controlador de central electrica eolica 23 monitoriza la estabilidad de red y,

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tras la deteccion de una reduccion de estabilidad de red, ordena los controladores de turbina eolica 13 del generador de turbina eolica 1 y los otros generadores de turbina eolica de la central electrica eolica 2 (en “b” en la figura 1) que cambien el funcionamiento limitando las fluctuaciones de la potencia de salida suministrada. Tras la recepcion de una orden de este tipo, el controlador de turbina eolica 13, tras el aumento de la velocidad de viento, acorta el pico de salida alta que entonces se producira en una operacion de carga parcial normal con una eficiencia maxima, por ejemplo, ajustando el angulo de paso de pala hacia la posicion de indicador, para obedecer a la orden de lfmite de fluctuacion del controlador de parque eolico. Por tanto, en la realizacion a modo de ejemplo de la figura 1, la tarea de control del sistema de control para limitar fluctuaciones de salida se comparte por el controlador de central electrica eolica 23 y el controlador de turbina eolica 13. En otras realizaciones, esta tarea de control se realiza por el controlador de turbina eolica 13 solo; en esas realizaciones, el “sistema de control” esta representado solamente por el controlador de turbina eolica 13, sin un controlador de central electrica eolica. Toda la energfa electrica generada por los generadores de turbinas eolicas individuales en el parque eolico se consolidan y se suministran a la red electrica mediante un punto de acoplamiento comun (PCC) 21.

La figura 2 muestra los enlaces de comunicacion/control 202 y senales de medicion 203 relevantes. El objetivo del PPC 250 es cumplir el requisito de codigo de red en el PCC 210 en cuanto al rendimiento electrico de la central. Por tanto, el PoM 211 para corrientes y tensiones trifasicas coincide en la mayona de los casos con el PCC 210, a menos que haya distancias muy largas entre el PCC y la ubicacion del PPC 250. La colocacion del PCC 210 tambien puede variar segun los requisitos de proyecto espedficos.

El PPC, como el controlador principal de la WPP, se ocupa de los bucles de control de potencia, tales como controles de tension, potencia reactiva y frecuencia usando los objetivos de referencia enviados por, por ejemplo, el operador de red. El PPC 250 envfa ademas las referencias de potencia activa y potencia reactiva a las turbinas y las referencias de potencia reactiva a las turbinas y el equipo de compensacion de potencia reactiva adicional.

El controlador de central electrica (PPC) 250 esta basado en un controlador de automatizacion programable. Un protocolo de comunicacion, que se dirige a los WTG dentro de la central electrica, esta integrado con el PPC. Las senales de control principales transmitidas a traves del protocolo son los puntos de consigna de potencia activa y reactiva, la potencia activa y reactiva disponible y las senales de estado de las turbinas.

Un medidor de potencia (no mostrado en las figuras) esta ubicado habitualmente en el PPC o puede conectarse de manera remota por un canal de comunicacion de fibra optica rapido dedicado. Aparte de algunas funciones de filtrado, el medidor de potencia calcula los valores rms de las senales de realimentacion recibidas desde los sensores (PoM) 211. Ademas, el medidor de potencia puede registrar fenomenos de red, tales como fallos.

La invencion se refiere a diferentes tipos de fenomenos o anomalfas. En este caso, se explican dos ejemplos de tipos de anomalfa, es decir, como se monitorizan y como se activan diferentes niveles de advertencia y alarma basandose en la frecuencia de aparicion.

Para la implementacion de la presente invencion, se usan diferentes niveles de alarma dependiendo de como la senal ha excedido la condicion.

La primera vez que la medicion excede el lfmite, una advertencia es un indicador de advertencia de indicador. Despues de que se produzcan mas fenomenos, se activa un segundo indicador de advertencia. Para la situacion con oscilaciones o parpadeo, en este caso se activa una advertencia de parpadeo.

La tabla 1 muestra el esquema de advertencia/alarma en relacion con los diferentes tipos de fenomenos o anomalfas que pueden gestionarse en una realizacion.

Caso: Anomalfa Primera advertencia Advertencia de repeticion Alarma

1: Valor filtrado fuera de margen ADVERTENCIA1 ADVERTENCIA2 ALARMA

2: Valor instantaneo fuera de margen ADVERTENCIA1 ADVERTENCIA2 ALARMA

3: Valor instantaneo esta oscilando NA NA ALARMA

Tabla 1

Los casos anomalos se definen para un ejemplo de la siguiente manera:

- Los valores de senal filtrados estan fuera de margen

Para la supervision de potencia reactiva, se aplican las siguientes ecuaciones, donde QmeasLPF significa que el error de Qmeas se filtra a traves de un filtro de paso bajo, LPF.

Estas senales se calculan internamente en un digital o el LPF se implementa en el hardware de medicion.

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QmeasLPF - Qmeas filtrado con una constante de tiempo igual a T_establecimiento VmeasLPF - Vmeas filtrado con una constante de tiempo igual a T_establecimiento Estas son senales de filtrado calculadas mediante el uso de un LPF.

QmeasLPF < Qref - QbandamuertaInferior - QMargen,

QmeasLPF > Qref + QbandamuertaSuperior - QMargen

Aunque la potencia reactiva puede supervisarse todo el tiempo, solo tiene sentido hacerlo cuando el controlador de central electrica esta en PF-Q-Control de pendiente de tension. Esto se aplica a cualquier clase de supervision de senal de potencia reactiva.

En una realizacion, el Qref usado en las ecuaciones anteriores es la referencia de potencia reactiva despues de que la referencia de potencia reactiva se limite por lfmites definidos por el usuario, tales como lfmites de factor de potencia y lfmites de potencia reactiva.

En otra realizacion, el Qref se usa sin tener en cuenta los lfmites definidos por el usuario.

Para la supervision de tension, se aplican las siguientes ecuaciones, donde VmeasLPF significa que el error de Vmeas se filtra a traves de un filtro de paso bajo

VmeasLPF < Vref - VbandaMuerta - VmeasMargen,

VmeasLPF > Vref + VbandaMuerta + VmeasMargen

La supervision de tension solo se realiza cuando el controlador de central electrica esta en el modo de control de tension, aunque puede aplicarse en modos de orden.

De manera similar que para los valores de senal filtrados, se realiza una supervision de los valores instantaneos y siempre que las senales estan fuera de margen, se activan las advertencias y/o alarmas.

Qmeas < Qref - QbandamuertaInferior - QmeasMargen,

Qmeas > Qref + QbandamuertaSuperior - QmeasMargen

Vmeas < Vref -VbandaMuerta - VmeasMargen,

Vmeas > Vref + VbandaMuerta + VmeasMargen

Tanto para la potencia reactiva como para la situacion de tension se aplica que las senales supervisadas o el error han de encontrarse dentro de una banda muerta y un margen, la suma de la banda muerta y el margen puede verse como un valor umbral.

La banda muerta se establece por el usuario, y normalmente indica el intervalo proximo a la referencia en el que el control no debe reaccionar.

Esto se aplica a todas las bandas muertas mencionadas en las ecuaciones anteriores.

Si se establece la banda muerta al 0,1%, entonces si el error esta por debajo del 0,1% el controlador no reaccionara.

En una realizacion, hay una primera advertencia (indicador). La primera advertencia (indicador) se establece o se activa cuando una medicion esta en el lfmite, un temporizador (temporizador de fenomenos) con una duracion predefinida de tiempo se inicia en esta situacion.

El temporizador de fenomenos es el periodo en el que se desencadena la supervision y se monitoriza activamente fuera de margen. Si el numero de veces que el valor de medicion esta fuera de margen durante este periodo excede un contador predeterminado (valor lfmite) se desencadena una alarma y se emprende una accion en el PPC.

El valor lfmite es un contador que establece el numero maximo de veces que el valor de medicion esta fuera de margen y banda muerta antes de que se desencadene una alarma y se emprende una accion

En una realizacion, el temporizador de fenomenos se establece en 300 segundos.

En una realizacion, el temporizador de fenomenos se define por el usuario en un intervalo de 1 a 3000 segundos

En una realizacion, hay una advertencia de repeticion que se desencadena cada vez que el contador de fenomenos se aumenta de nuevo dentro del temporizador de fenomenos.

En una realizacion, hay una alarma (segundo indicador de advertencia) que se desencadena cuando el contador de

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fenomenos excede el valor de Imite dentro del periodo de tiempo del temporizador de fenomenos o el valor permanece en la condicion de fuera de margen hasta que ha expirado el temporizador de fenomenos.

Si no se produce de nuevo ningun fenomeno nuevo dentro del temporizador de fenomenos, el temporizador se restablece y el recuento de fenomenos y los indicadores de advertencia primero y segundo se quitan.

En una realizacion, el valor Imite se establece en el numero tres.

En una realizacion, el valor Imite se selecciona por el usuario en un intervalo de 1 a 10.

En una realizacion, hay un margen predefinido (310, 320) para mediciones de potencia reactiva, error de Qmeas (filtrado o instantaneo) cuando se compara con la referencia de potencia reactiva, Qref.

En una realizacion, el margen para el error de Qmeas se establece en 0,05 p.u.

En una realizacion, el margen para el error de Qmeas se establece en un intervalo de 0,01 p.u. a 0,15 p.u.

En una realizacion, hay un margen predefinido (310, 320) para mediciones de tension, error de Vmeas (filtrado o instantaneo) cuando se compara con la referencia de tension, Vref.

En una realizacion, el margen para el error de Vmeas se establece en 0,05 p.u.

En una realizacion, el margen para el error de Vmeas se establece en un intervalo de 0,01 p.u. a 0,15 p.u.

En una realizacion hay un valor para monitorizar, el valor establece un porcentaje mmimo del WTG o los WTG en lmea en un modo de funcionamiento (definido como una relacion entre WTG en funcionamiento y WTG activado) para usar la supervision.

En una realizacion, el porcentaje mmimo en lmea se establece en el 95% de los generadores de turbina eolica en la central electrica eolica. El valor puede seleccionarse entre el 0% y el 100%, aunque es mas diffcil monitorizar la potencia reactiva y senal de tension en porcentajes mas bajos ya que hay menos potencia en la red y el sistema sera mas sensible a las perturbaciones.

Como las bandas muertas y el margen son los mismos para los valores filtrados que para los valores instantaneos, es evidente que es mas probable que las senales instantaneas desencadenen una senal de advertencia, dado que los transitorios de alta frecuencia se eliminan por filtracion en las senales filtradas.

Es importante monitorizar el valor instantaneo para detectar un comportamiento oscilante/parpadeante.

Se detecta parpadeo cuando el valor de medicion se alterna entre fenomenos negativo y positivo multiples veces (3 veces) dentro de un periodo corto de tiempo predeterminado (2 s).

Fenomeno negativo: Qmeas < QmeasMm

Fenomeno positivo: Qmeas > QmeasMax

Fenomeno negativo: Vmeas < VmeasMm

Fenomeno positivo: Vmeas > VmeasMax

La ventana de parpadeo es una ventana en movimiento para detectar los fenomenos de parpadeo.

En una realizacion, la ventana de parpadeo se establece por el usuario en un intervalo de 1 a 5 segundos. Preferiblemente, la ventana de parpadeo esta en un intervalo de 1 a 3 segundos.

Existe un lfmite para fenomenos de parpadeo durante la ventana de deteccion. Cuando se excede, se activara una alarma de advertencia de parpadeo.

En una realizacion, la alarma de parpadeo se establece por el usuario en un intervalo de 1 a 5 fenomenos.

En una realizacion, hay un conjunto de indicadores para hacer un seguimiento de que caractensticas estan habilitadas, hay:

- un indicador para habilitar/deshabilitar la caractenstica de supervision global; y

- un indicador para deshabilitar/habilitar la supervision de un fenomeno fuera de margen de medicion filtrado. Esto solo se aplica cuando se habilita la supervision; y finalmente,

- un indicador para deshabilitar/habilitar la supervision de un fenomeno fuera de margen de medicion instantanea y un fenomeno de parpadeo. Esto solo se aplica cuando se habilita la supervision.

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15

20

25

30

35

40

45

El contador de parpadeo cuenta los cambios de la senal por encima o por debajo de los intervalos.

Si el “contador de parpadeo” es mayor que un valor predefinido durante un periodo de temporizador, entonces debe activarse una nueva alarma: “oscilaciones/ruido detectados”.

En una realizacion, el Kmite de “contador de signo” de valor predefinido se establece en 3.

En una realizacion, el lfmite de “contador de signo” de valor predefinido se establece en un intervalo de 2 a 10.

La figura 3 muestra una situacion de parpadeo con un trazado de tiempo de una medicion 350 (puede ser una tension o potencia reactiva), la senal de referencia 315 esta en estado estacionario en el ejemplo. La ventana de parpadeo se inicia 301 tan pronto como las senales exceden el intervalo superior, intervalo (+) 310. El temporizador que esta en la figura se establece en 1 segundo y, por tanto, termina. El primer fenomeno 301 inicia tambien el contador de parpadeo y lo aumenta a 1, el siguiente fenomeno 302 se produce cuando la senal va por debajo del intervalo inferior, intervalo (-) 320, y el contador de parpadeo se aumenta a 2, el tercer fenomeno 303 ocurre cuando las senales exceden el intervalo superior, intervalo (+) 310, y el contador de parpadeo se aumenta a 3. El temporizador expira en 311, en este ejemplo el contador de parpadeo ya ha alcanzado el valor lfmite, por tanto debe activarse el indicador de advertencia de parpadeo. Un nuevo fenomeno 304 inicia un nuevo temporizador.

La figura 4 muestra un ejemplo con otra senal de medicion 450 (que puede ser una tension o potencia reactiva); la senal de referencia 415 esta en estado estacionario en el ejemplo. El contador de fenomenos se inicializa cuando la senal de medicion 450 excede el intervalo superior, intervalo (+) 410 en el momento 401, simultaneamente se inicia el temporizador de fenomenos, en este caso se establece en 1 segundo, que expira en el momento 411, la medicion se ha establecido con el intervalo definido por el intervalo (+) 410 y el intervalo (-) 420.

Se usan varias senales internas para hacer funcionar la supervision. Estas senales se usan internamente para hacer pruebas y no se exponen al usuario. Se inicializan a un valor apropiado y pueden cambiarse de manera dinamica en el tiempo de ejecucion.

En una realizacion de la presente invencion, los fenomenos predefinidos determinados pueden deshabilitar la supervision.

Algunas de las condiciones para deshabilitar una supervision se enumeran a continuacion, la lista puede no ser completa, y otros fenomenos seran obvios para el experto en la tecnica.

La supervision debe detenerse cuando cualquiera de estas condiciones sea verdadera.

- Durante una transferencia sin perturbaciones.

o Transferencia sin perturbaciones se produce cuando el controlador de central electrica conmuta de un modo de funcionamiento a otro, en este caso, se implementa un sistema para reducir transitorios en el sistema de control.

- LVRT esta activado

o LVRT significa suministro ininterrumpido en baja tension, en este caso, el nivel de tension en el PCC experimenta grandes cafdas de tension en un periodo mas corto o mas largo de tiempo, la WPP se designa para soportar estos fenomenos, pero como la recuperacion es muy transitoria, se detiene la supervision.

- Porcentaje real de WTG en lmea < porcentaje en lmea mmimo

o Cuando estan conectadas muy pocas turbinas.

- STATCOM esta configurado pero no en lmea

o En este caso, el PPC puede esperar soporte de red del STATCOM, pero como no esta en lmea, el rendimiento no es el esperado.

Una vez que estas condiciones se quitan, la supervision se reiniciara con demora definida por el usuario tras una condicion de detencion para evitar una detencion y un reinicio innecesarios cuando las condiciones de funcionamiento esten cambiando con demasiada frecuencia.

Otros fenomenos pueden beneficiarse de un periodo de espera de supervision, en el que la supervision esta temporalmente deshabilitada.

La supervision debe demorarse durante un cambio de referencia y el periodo de respuesta de control para evitar una falsa alarma.

Los cambios en potencia reactiva se denominan a continuacion DQ, es decir, delta Q.

5

10

15

20

25

30

35

40

Para mantener en espera la supervision, tan pronto como el filtrado o la medicion esten fuera de los niveles de delta Q, y antes de que se emita una alarma:

Para la medicion instantanea, el temporizador de espera se implementa de la siguiente manera:

un temporizador de espera debe iniciarse como mmimo a un tiempo similar a la respuesta de tiempo del controlador. En este caso, los DQ deben usarse de la siguiente manera:

Valor(es) de temporizador =

Cuando el temporizador termina, entonces comprueba si la senal esta fuera de los DQ para generar la alarma. Si la medicion vuelve a encontrarse dentro de los niveles de DQ durante el periodo de espera, el temporizador se restablece y se cancela la espera.

Se usa una variable como proteccion para el valor de temporizador de espera calculado. La ecuacion de temporizador de espera producira un valor negativo para x > 1 en el LN(x). Cuando se produce un valor de temporizador no valido, se usa el mmimo.

Para la medicion filtrada, el temporizador de espera se implementa de la siguiente manera:

Un temporizador de espera debe iniciarse incluyendo la respuesta de filtro. En este caso, los DQ deben usarse de la siguiente manera:

imagen1

Valor(es) de temporizador = [— ln(0,428 x DQf) x Testab]

Donde

DQ' =

DQu

ABS((Qrefk - Qrefk_J - ((Qmk - Qmk_J)

Para las senales de tension, la situacion es muy similar, reemplazando DQ en la formula anterior por DV, donde

DVusuario

DV' =

ABS{(Vrefk - Vrefk.t) - ((Vm* -

Donde

Qrefk es el Qref en la muestra actual, y Qrefk-i es el Qref en la muestra anterior Qmk es el Qmeas en la muestra actual, y Qmk-i es el Qmeas en la muestra anterior Lo mismo se aplica para las muestras de tension.

Cuando ha expirado el temporizador, se comprueban las senales para determinar si se encuentran fuera de los DQ con el fin de generar la alarma. Si la medicion filtrada vuelve a encontrarse dentro de los niveles de DQ durante el periodo de espera, se restablece el temporizador y se cancela la espera.

En una realizacion de la presente invencion, se aplica un margen de seguridad adicional multiplicando un factor 1,1 al temporizador, denominado en este caso factor de mantenimiento. El valor de temporizador se multiplica por un factor de 1,1 solamente para mayor seguridad (dado que las ecuaciones anteriores se calculan para sistemas de primer orden).

En otra realizacion, el factor de mantenimiento esta en un intervalo de 0,5 a 5.

La figura 5 muestra un diagrama de flujo de un metodo segun la invencion para la supervision de una medicion electrica en una central electrica eolica, con una pluralidad de generadores de turbina eolica, comprendiendo el metodo: etapa 501 de medir una medicion de un parametro electrico en la central electrica eolica; etapa 502 de determinar una diferencia entre la medicion y un valor de referencia; etapa 503 de aumentar un contador de fenomenos en caso de que la diferencia sea mayor que un valor umbral; etapa 504 de activar un primer indicador de advertencia en caso de que se aumente el contador de fenomenos. El metodo mostrado en la figura 5 puede llevarse a cabo en un controlador de central electrica.

En resumen la invencion se refiere a un metodo para la supervision de una medicion electrica en una central electrica eolica, con una pluralidad de generadores de turbina eolica, comprendiendo el metodo, a) medir una medicion de un parametro electrico 311 en la central electrica eolica, b) determinar una diferencia entre la medicion y un valor de referencia, c) en caso de que la diferencia sea mayor que un valor umbral, aumentar un contador de 5 fenomenos, d) en caso de que se aumente el contador de fenomenos, activar un primer indicador de advertencia. La invencion se refiere tambien a un controlador de central electrica 250 dispuesto para supervisar una central electrica eolica segun el metodo; la central electrica eolica comprende una pluralidad de generadores de turbina eolica.

Segun los aspectos de la presente invencion, se proporciona al menos un producto de programa informatico que puede cargarse directamente en la memoria interna de al menos un ordenador digital, que comprende partes de 10 codigo de software para realizar las etapas del metodo segun cualquiera de las realizaciones dadas a conocer en el presente documento, cuando dicho al menos un producto se ejecuta en dicho al menos un ordenador.

Cualquier valor de dispositivo o intervalo dado en el presente documento puede extenderse o alterarse sin perder el efecto buscado, tal como resultara evidente para el experto en la tecnica.

Se entendera que los beneficios y las ventajas descritos anteriormente pueden referirse a una realizacion o pueden 15 referirse a varias realizaciones. Se entendera adicionalmente que la referencia a “un” elemento puede referirse uno o mas de esos elementos.

Se entendera que la descripcion anterior de una realizacion preferida se da solo a modo de ejemplo y que los expertos en la tecnica pueden hacer diversas modificaciones. La memoria descriptiva, los ejemplos y los datos anteriores proporcionan una descripcion completa de la estructura y el uso de realizaciones a modo de ejemplo de la 20 invencion. Aunque se han descrito anteriormente diversas realizaciones de la invencion con un grado determinado de particularidad, o con referencia a una o mas realizaciones individuales, los expertos en la tecnica pueden hacer numerosas alteraciones a las realizaciones dadas a conocer sin apartarse del alcance de esta invencion.

Claims

10

15

2.

20

3. 25

4.

5.

30

6.

7.

35 8.

9.

40 10.

11.

REIVINDICACIONES

Metodo para la supervision de un parametro electrico (311) en una central electrica eolica, comprendiendo la central electrica eolica una pluralidad de generadores de turbina eolica, comprendiendo el metodo:

a) medir el parametro electrico (311) en la central electrica eolica,

b) determinar una diferencia entre el parametro de medicion y un valor de referencia,

c) en caso de que la diferencia sea mayor que un valor umbral, aumentar un contador de fenomenos, y

d) en caso de que el contador de fenomenos se aumente, activar un primer indicador de advertencia,

e) determinar un signo de la diferencia,

f) en caso de que la diferencia sea mayor que un valor umbral y el signo de una diferencia anterior haya pasado de negativo a positivo o de positivo a negativo, aumentar un contador de parpadeo,

i) en caso de que el contador de parpadeo sea mayor que un valor lfmite predeterminado, activar un

indicador de advertencia de parpadeo, y

j) restablecer el contador de parpadeo cuando expire la ventana de parpadeo.

Metodo segun la reivindicacion 1, en el que el metodo comprende ademas:

- en caso de que el contador de fenomenos sea mayor que un valor lfmite predeterminado, activar un

segundo indicador de advertencia, y

Metodo segun cualquiera de las reivindicaciones 1 a 2, en el que el parametro electrico es una tension o potencia reactiva.

Metodo segun cualquiera de las reivindicaciones 1 a 3, en el que la medicion es un valor instantaneo del parametro electrico.

Metodo segun cualquiera de las reivindicaciones 1 a 4, en el que el metodo comprende ademas:

- el filtrado de paso bajo de la medicion del parametro electrico, de modo que la medicion es un valor filtrado del parametro electrico.

Metodo segun la reivindicacion 1 o 2, en el que el valor umbral se selecciona como una combinacion de una banda muerta y un margen.

Metodo segun cualquiera de las reivindicaciones 1 a 6, en el que la supervision se inhabilita temporalmente segun un fenomeno predefinido, tal como un cambio de referencia o un transitorio en el valor de referencia.

Metodo segun la reivindicacion 7, en el que el metodo comprende ademas:

- determinar un cambio delta en la medicion comparada con la medicion de una muestra anterior, y

Metodo segun cualquiera de las reivindicaciones 1 a 8, en el que la supervision se inhabilita segun un fenomeno predefinido.

Metodo segun la reivindicacion 9, en el que el fenomeno predefinido es una situacion en la que un porcentaje de la pluralidad de generadores de turbina eolica en un modo de funcionamiento esta por debajo de un porcentaje predeterminado.

Metodo segun cualquiera de las reivindicaciones 1 a 10, en el que el metodo comprende ademas:

5

10

15

20

25

- en caso de que se active un primer indicador de advertencia, un segundo indicador de advertencia o un indicador de advertencia de parpadeo, cambiar la configuracion de control y/o ajustes de un controlador de central electrica que controla la pluralidad de generadores de turbina eolica.

Al menos un producto de programa informatico que puede cargarse directamente en la memoria interna de al menos un ordenador digital, que comprende partes de codigo de software adaptadas para realizar las etapas del metodo segun cualquiera de las reivindicaciones 1 a 11 cuando dicho al menos un producto se ejecuta en dicho al menos un ordenador.

Controlador de central electrica (250) dispuesto para supervisar una central electrica eolica, comprendiendo la central electrica eolica una pluralidad de generadores de turbina eolica, en el que el controlador de central electrica esta dispuesto para:

medir un parametro electrico (311) en la central electrica eolica,

determinar una diferencia entre el parametro electrico medido y un valor de referencia, y en caso de que la diferencia sea mayor que un valor umbral, aumentar un contador de fenomenos, y en caso de que se aumente el contador de fenomenos, activar un primer indicador de advertencia, determinar un signo de la diferencia,

en caso de que la diferencia sea mayor que un valor umbral y el signo de una diferencia anterior para una muestra anterior haya pasado de negativo a positivo o de positivo a negativo,

aumentar un contador de parpadeo,

restablecer el contador de parpadeo cuando expire la ventana de parpadeo.