ES2928187T3

ES2928187T3 - Protección contra fallos recurrentes para centrales de energía eólica

Info

Publication number: ES2928187T3
Application number: ES18808218T
Authority: ES
Inventors: Manoj Gupta; Janakiraman Sivasankaran
Original assignee: Vestas Wind Systems AS
Current assignee: Vestas Wind Systems AS
Priority date: 2017-12-20
Filing date: 2018-11-20
Publication date: 2022-11-16
Anticipated expiration: 2038-11-20
Also published as: CN111373620B; US11600985B2; CN111373620A; EP3729580B1; EP3729580B9; US20210083476A1; WO2019120395A1; EP3729580A1

Abstract

Un método para operar un generador de turbina eólica conectado a una red eléctrica para tener en cuenta las fallas de voltaje recurrentes en la red eléctrica causadas por el recierre automático de al menos un disyuntor después de un cortocircuito. El método comprende: identificar una desviación del nivel de voltaje de la red eléctrica con respecto a un nivel de voltaje operativo normal de la red; determinar que la desviación identificada cumple con los criterios para el recierre automático; y operar el generador de turbina eólica en un modo de falla recurrente si se cumplen los criterios de reconexión automática. Cuando se opera el generador de turbina eólica en modo de falla recurrente, el método comprende: monitorear la recuperación del nivel de voltaje desde la desviación; categorizar la recuperación del voltaje como al menos una recuperación fuerte o una recuperación débil; e implementar un protocolo de recorrido según la categoría de recuperación. (Traducción automática con Google Translate, sin valor legal)

Description

DESCRIPCIÓN

Protección contra fallos recurrentes para centrales de energía eólica

Campo técnico

La presente divulgación se refiere a métodos y sistemas para proteger y controlar centrales de energía renovable. Más particularmente, la divulgación se refiere a métodos para proteger centrales de energía eólica durante fallos de red de potencia, y especialmente fallos de red de potencia recurrentes.

Antecedentes

Centrales de energía eólica, así como otras centrales de energía renovable, se espera que se ajusten a requisitos particulares de la red de potencia a la que están conectadas. Centrales de energía eólica, que normalmente comprenden una pluralidad de generadores de turbina eólica y también se conocen como parques eólicos o granjas eólicas, cada una está conectada a una red de potencia o a una 'red de distribución'. En la red de potencia, se controla la salida de potencia de cada central de energía eólica a la red, en condiciones de funcionamiento normales, mediante un sistema o controlador de control de central de potencia (PPC). En condiciones de funcionamiento excepcionales, tal como durante un fallo de red de distribución, generadores de turbina eólica están protegidos por esquemas de protección de paso por baja tensión (LVRT) (del inglés, low-voltage ride-through) y de paso por fallo (FRT) (del inglés, fault ride-through) implementados por un controlador de turbina eólica. Tanto el PPC como el controlador de turbina eólica implementan límites y requisitos de funcionamiento establecidos por un operador de sistema de transmisión (TSO) o en los requisitos de interconexión de red de distribución específicos del país o 'códigos de red de distribución' para lograr continuidad de suministro de potencia.

Establecer la continuidad del suministro de potencia es particularmente importante para el funcionamiento y el control de red de distribución. Un desafío notable para esta continuidad se presenta cuando se produce un fallo transitorio, lo que conduce a una caída de tensión mientras la línea o equipo en el que se produjo el fallo se desconecta temporalmente abriendo interruptores alrededor del fallo. Los fallos transitorios a menudo son solo eventos temporales, tales como descargas a través de aislantes o fallo de autocorrección en líneas de potencia, y el enfoque preferido en muchas redes de potencia es reconectar automáticamente el interruptor activado después de un retraso de tiempo predefinido para aumentar la disponibilidad de suministro de potencia. Si el fallo no se ha corregido por completo cuando los interruptores se reconectan, entonces puede haber una segunda caída de tensión, y el fallo se convierte en un fallo recurrente. Hasta que el fallo se corrige, puede haber cualquier número de caídas. Se espera que los generadores de turbina eólica permanezcan conectados a la red de potencia durante tales fallos temporales.

Como se ha mencionado, durante escenarios de fallo externo, cada generador de turbina eólica está protegido de la desviación de tensión más allá de sus límites tolerables mediante un esquema de protección de LVRT. El esquema de protección funciona para seguir una curva predefinida durante el fallo, y está configurado para desconectar la turbina para cualquier desviación de tensión por debajo de la curva. La turbina debe permanecer conectada a la red en todo momento. Si se alcanza un umbral de paso, el esquema de protección de LVRT se restablece en preparación para fallos futuros.

Sin embargo, a pesar de que el diseño de turbina y el esquema de protección de LVRT están coordinados con los requisitos de la red de potencia, escenarios de fallo recurrente presentan un problema en el funcionamiento de central de energía eólica. De manera más precisa, hacer funcionar los esquemas de protección de LVRT convencionales puede dar como resultado una desconexión no deseada del generador de turbina eólica de la red de potencia debido a la configuración del esquema de protección de LVRT que no tiene en cuenta fallos recurrentes. Incluso cuando los esquemas de protección de LVRT están configurados para cumplir con los requisitos de red relacionados con fallos recurrentes, un conflicto puede resultar debido a otros sistemas de protección que funcionan con prioridad con respecto al esquema de protección de LVRT. Este conflicto afecta a la capacidad del esquema de protección de LVRT, así como otros esquemas de protección, para proporcionar protección suficiente al generador de turbina eólica, y, por lo tanto, puede hacer que el generador de turbina eólica sea vulnerable a daños.

Entre la técnica anterior relevante se encuentran los documentos CN 103414 171 A y US 2019/069326.

En vista de los problemas mencionados anteriormente, existe la necesidad de protección de generadores de turbina eólica que puedan funcionar suficientemente durante fallos recurrentes y sin afectar el funcionamiento de los esquemas de protección de LVRT convencionales.

Sumario de la invención

Según un aspecto de la presente invención, como se define en la reivindicación 1, se proporciona un método para hacer funcionar un generador de turbina eólica conectado a una red de potencia para contabilizar fallos de tensión recurrentes en la red de potencia provocados por la reconexión automática de al menos un disyuntor después de un cortocircuito. El método comprende: identificar una desviación de nivel de tensión de la red de potencia con respecto a un nivel de tensión de funcionamiento normal de la red; determinar que la desviación identificada cumple los criterios de reconexión automática; y hacer funcionar el generador de turbina eólica en un modo de fallo recurrente si se cumplen los criterios de reconexión automática. Al hacer funcionar el generador de turbina eólica en modo de fallo recurrente, el método comprende: monitorizar la recuperación del nivel de tensión desde la desviación; categorizar la recuperación de la tensión como una de al menos una recuperación fuerte o una recuperación débil; e implementar un protocolo de paso según la categoría de recuperación.

Implementando un modo de fallo recurrente que está separado de los modos de paso por baja tensión convencionales, el método proporciona un protocolo de protección que puede contabilizar múltiples caídas de tensión basándose en las características de la recuperación. En particular, categorizando la recuperación, el método protege generadores a través de fallos recurrentes, sin dejar de cumplir con los requisitos de red de distribución, ya que es obligatorio para nuevas centrales de energía. Además, el método anterior no afecta a los modos de paso por baja tensión convencionales debido a la determinación de la desviación que cumple criterios particulares y solo entra en el modo de fallo recurrente si se cumplen los criterios. Por lo tanto, el método actúa como un aumento a los modos de paso por baja tensión, requiriendo una alteración mínima o nula del hardware existente. Ventajosamente, por lo tanto, el método puede implementarse fácilmente tanto en centrales existentes como nuevas.

La desviación puede comprender un fallo de red de potencia. Determinar que la desviación cumple los criterios para la reconexión automática puede comprender comparar los niveles de tensión después del fallo con un umbral de reconexión predeterminado.

Usando un umbral de reconexión, se observa que es más probable que ocurran fallos recurrentes donde los disyuntores están configurados para reconectarse automáticamente. La comparación de los niveles de tensión de la manera descrita garantiza que el método sea capaz de integrarse suavemente con las redes de potencia existentes.

Según la presente invención, categorizar la recuperación de la tensión puede comprender aplicar una o más pruebas a la recuperación de manera que la recuperación se categorice como una recuperación fuerte si esta pasa la misma, o cada, prueba y se categoriza como recuperación débil si esta no pasa una o más de las pruebas.

Preferiblemente, el método comprende tres pruebas, y la recuperación puede categorizarse como una recuperación fuerte solo si esta pasa cada una de las tres pruebas.

La recuperación se categoriza como recuperación débil a menos que pase pruebas particulares, implementando de ese modo un enfoque estricto para la recuperación de tensión. Cuando está implicada una recuperación débil, puede haber algún peligro para generadores si no se implementa el protocolo correcto, y por lo tanto la etapa de categorizar la recuperación como recuperación fuerte solo si esta pasa, o cada, prueba garantiza que pueda priorizarse la protección de generadores.

La al menos una prueba puede comprender comparar el nivel de tensión con un primer umbral de tensión. La prueba puede pasarse si el nivel de tensión excede el primer umbral de tensión en un primer período de tiempo predeterminado. La prueba puede pasarse si el nivel de tensión excede el primer umbral de tensión al final de un primer período de tiempo predeterminado.

Beneficiosamente, la comparación del nivel de tensión con un umbral dentro de los períodos de tiempo indica la velocidad y el tamaño de la recuperación adecuadamente. Es posible que la recuperación de la tensión dentro del período de tiempo particular sea una función del estado de la red de distribución y/o la central de energía, y, por lo tanto, puede usarse como un indicador o métrica de la recuperación.

La al menos una prueba puede comprender comparar el nivel de tensión con un segundo umbral de tensión. La prueba puede pasarse si el nivel de tensión excede el segundo umbral de tensión en un segundo período de tiempo predeterminado. La prueba puede pasarse si el nivel de tensión excede el segundo umbral de tensión al final de un segundo período de tiempo predeterminado.

La implementación de dos clasificaciones de umbrales de tensión durante determinados períodos de tiempo es útil para la eficiencia computacional, y para la velocidad de implementación de protocolos de paso en caso de que la recuperación falle en una o más de las pruebas. Las pruebas pueden realizarse secuencialmente, de manera que el fallo de una primera prueba da como resultado la categorización de la recuperación como débil.

El segundo umbral de tensión puede ser mayor que el primer umbral de tensión. El segundo umbral de tensión puede ser un umbral de tensión superior, que es menor que una tensión de funcionamiento del generador. El segundo umbral de tensión puede ser igual al umbral de reconexión predeterminado. El primer umbral de tensión puede ser un umbral de tensión más bajo, y puede determinarse por el usuario. El primer umbral de tensión puede establecerse alternativamente por requisitos de red de distribución predeterminados, o puede ser adaptativo basándose en parámetros monitorizados de la planta o red de distribución.

Los períodos de tiempo primero y segundo pueden ser concurrentes y de igual longitud. Por lo tanto, la comparación de niveles de tensión frente a los umbrales primero y segundo puede realizarse al mismo tiempo.

La al menos una prueba puede comprender comparar el nivel de tensión con un tercer umbral de tensión y realizar un recuento del número de veces que el nivel de tensión es igual al tercer umbral de tensión dentro de un tercer período de tiempo predeterminado. La prueba puede pasarse si el recuento es cero o un número par. La prueba puede pasarse si el nivel de tensión es mayor que el tercer umbral de tensión al final del período de tiempo predeterminado.

El recuento de los tiempos en los que se cruza el tercer umbral proporciona una indicación de la estabilidad de los niveles de tensión después de la recuperación inicial. Una recuperación inestable, y por lo tanto débil, puede tener un recuento impar, donde el nivel de tensión está por debajo del tercer umbral al final del tercer período de tiempo. Esto puede indicar que la recuperación ha disminuido por debajo del nivel que debería ser, y ventajosamente permite la protección de los generadores donde está presente la inestabilidad.

El segundo y tercer umbral de tensión pueden ser iguales. El tercer período de tiempo puede seguir al menos uno del primer período de tiempo o el segundo período de tiempo. La comparación del nivel de tensión con un tercer umbral de tensión puede realizarse después de la comparación del nivel de tensión con el primer o el segundo umbral. La comparación del nivel de tensión con el tercer umbral de tensión puede realizarse solo si se pasan las dos pruebas de comparación anteriores.

El método puede comprender además determinar que la desviación de tensión cumple los criterios de baja tensión. El método puede comprender además entrar en un modo de baja tensión si se cumplen los criterios de baja tensión, estando configurado el modo de baja tensión para ejecutarse simultáneamente con el modo de fallo recurrente. La ejecución concurrente de modos de fallo recurrente y de baja tensión proporciona una capa adicional de protección, y usa el protocolo existente para ayudar a proteger los generadores durante situaciones de fallo recurrente.

Si la recuperación de tensión se categoriza como recuperación débil, la etapa de implementar un protocolo de paso puede comprender terminar el modo de fallo recurrente y hacer funcionar el generador de turbina eólica solo en modo de baja tensión. Por lo tanto, el método protege los generadores primero y ante todo, donde existe una recuperación débil.

Si la recuperación de tensión se categoriza como una recuperación fuerte, la etapa de implementar un protocolo de paso puede comprender alterar el modo de baja tensión para tener en cuenta una caída de tensión posterior. La alteración de un modo de baja tensión puede ser una característica particularmente útil ya que permite la restricción del funcionamiento del modo de baja tensión. La desconexión de los generadores de la red de distribución puede detenerse debido al funcionamiento del modo de baja tensión durante los fallos recurrentes.

La alteración del modo de baja tensión puede comprender reiniciar el modo de baja tensión antes de la reconexión automática para evitar que el generador de turbina eólica se desconecte en caso de otra desviación de tensión. Cuando la recuperación de tensión es fuerte, alterando el modo de baja tensión de la manera anterior, el método identifica beneficiosamente que es poco probable que el generador esté en peligro en el modo de baja tensión y, por lo tanto, actúa para garantizar que no se produzca la desconexión si se produce una desviación de tensión adicional. Este procedimiento mejora la probabilidad de que el generador se mantenga de conformidad con los requisitos de red de distribución.

El método puede comprender identificar una desviación de tensión adicional y hacer funcionar el generador de turbina eólica en modo de fallo recurrente en relación con la desviación de tensión adicional. De esta manera, el método es útil para proteger generadores a lo largo de la totalidad del fallo recurrente, no solo de las primeras desviaciones. El método puede comprender terminar el modo de fallo recurrente si los niveles de tensión vuelven a niveles de funcionamiento normales.

Según otro aspecto de la invención, como se define en la reivindicación 14, se proporciona un generador de turbina eólica que puede comprender un controlador de turbina eólica configurado para llevar a cabo el método descrito anteriormente.

Según otro aspecto de la invención, como se define en la reivindicación 15, se proporciona un producto de programa informático descargable desde una red de comunicación y/o almacenado en un medio legible por máquina, que comprende instrucciones de código de programa para implementar el método descrito anteriormente.

Breve descripción de los dibujos

Ahora se describirán una o más realizaciones de la invención, solo a modo de ejemplo, con referencia a los dibujos adjuntos, en los que:

la figura 1 es una vista esquemática de una central de energía eólica y su conexión a una red de distribución; la figura 2 es un gráfico que muestra una secuencia de reconexión habitual durante un fallo recurrente en una red de potencia;

la figura 3 es un gráfico que muestra la recuperación de tensión de un generador de turbina eólica usando metodología de protección convencional;

la figura 4 es un diagrama de bloques de un método de control según una realización de la invención;

la figura 5 es un diagrama de flujo que ilustra el método de control de la figura 4;

la figura 6a es un gráfico que muestra una recuperación de tensión fuerte de un generador de turbina eólica;

la figura 6b es un gráfico que muestra el restablecimiento del protocolo de paso por baja tensión en respuesta a la recuperación mostrada en la figura 6a;

la figura 7 es un gráfico que muestra la recuperación de tensión débil de un generador de turbina eólica;

la figura 8 es un gráfico que muestra una recuperación de tensión fuerte alternativa de un generador de turbina eólica, y

la figura 9 es un gráfico que muestra una recuperación de tensión débil alternativa de un generador de turbina eólica.

Descripción detallada

La figura 1 ilustra una arquitectura habitual en la que una central de energía eólica (WPP) está conectada a una red de distribución de transmisión principal como parte de una red de potencia más amplia. Como entenderá el lector experto, una WPP comprende al menos un generador de turbina eólica (WTG), y también se conoce como parque eólico o granja eólico. El ejemplo mostrado es representativo solo y el lector experto apreciará que son posibles otras arquitecturas específicas, en relación tanto con centrales de energía eólica como con centrales de energía para otras fuentes de energía renovable. Por lo tanto, la invención también se refiere a centrales de energía renovable en general, en lugar de ser específica para centrales de energía eólica como en la realización ilustrada. Además, el lector experto apreciará que los métodos, los sistemas y las técnicas también descritos a continuación pueden ser aplicables a muchas configuraciones diferentes de red de potencia. Además, los componentes de la central de energía eólica y la red de potencia son convencionales y, como tales, serían familiares para el lector experto.

La figura 1 muestra una red de potencia 10 que incorpora una WPP 12. La WPP 12 incluye una pluralidad de los WTG 14. También sería posible un único WTG. Cada uno de la pluralidad de WTG 14 convierte la energía eólica en energía eléctrica, que se transfiere desde los WTG 14 a una red de transmisión principal o red de distribución principal 16, como corriente activa, para la distribución. Una red colectora 17 se extiende entre la WPP 12 y la red de distribución principal 16.

Cada uno de los WTG 14 está asociado con un controlador de WTG 15 respectivo. En algunas realizaciones, un conjunto de WTG puede compartir un solo controlador de WTG semicentralizado, de manera que haya menos controladores de w Tg que los WTG. Puede considerarse que los controladores de WTG 15 son sistemas informáticos capaces de hacer funcionar un WTG 14 de la manera prescrita en el presente documento.

Durante el funcionamiento normal de la WPP 12, los controladores de WTG 15 se hacen funcionar para implementar solicitudes de corriente activa y reactiva recibidas desde un controlador de central de energía (PPC) 32. Durante condiciones extraordinarias, tales como durante un fallo de red de distribución, los controladores de WTG 15 se hacen funcionar para cumplir requisitos de red predeterminados, así como actuar para proteger los WTG 14 de cualquier condición potencialmente perjudicial.

Los WTG 14 generan tanto corriente activa como corriente reactiva, y se hacen funcionar para soportar el nivel de tensión de la red de distribución principal 16. La red de distribución principal 16 a menudo tiene requisitos específicos para el soporte de tensión, especialmente durante desviaciones de la tensión con respecto a las condiciones de funcionamiento convencionales, con los que se requiere que cumpla la WPP 12. Se esperará que la WPP 12 permanezca conectada a la red de distribución 16 en una variedad de fallos o desviaciones de tensión, incluyendo durante fallos recurrentes.

Los fallos recurrentes son fallos en los que el nivel de tensión decae, o 'cae' por debajo de un cierto valor de umbral, más de una vez sin volver a niveles de funcionamiento normales. Inicialmente, puede producirse un fallo en el que el nivel de tensión disminuye rápidamente desde niveles de funcionamiento normales. A menudo, los niveles de tensión se recuperan para acercarse a niveles convencionales. Sin embargo, en algunas circunstancias, se producen fallos recurrentes en los que los niveles de tensión no se recuperan completamente a los niveles antes del fallo, y en su lugar se produce una segunda caída, donde la tensión decae rápidamente de nuevo después de recuperarse parcialmente. Un fallo recurrente puede tener cualquier número de caídas antes de la recuperación. Los fallos recurrentes también pueden definirse por medio de períodos de tiempo, tal como cuando se produce una segunda caída de tensión dentro de un período de tiempo predefinido después del primer fallo. Tales períodos de tiempo pueden ser cuantificables usando el conocimiento del funcionamiento de sistemas dentro de la red de distribución. A modo de ejemplo, el período de tiempo predefinido puede ser de un segundo, pero debe entenderse que esto no es limitante.

Más particularmente, se producen fallos recurrentes cuando no se corrige un cortocircuito a tiempo para evitar que se produzcan múltiples caídas de tensión en la red de distribución, debido al funcionamiento automático de los sistemas de protección dentro de la planta de potencia o red de distribución. Los sistemas de protección convencionales pueden desconectar inadvertidamente la WPP 12 de la red de distribución 16 durante múltiples caídas de tensión y fallos recurrentes, y su adaptación para contabilizar múltiples caídas puede conducir a una protección ineficiente de la WPP 12 durante otros fallos. Las WPP 12 que tienen WTG 14 que se hacen funcionar según el método de la presente invención están configuradas para contabilizar fallos recurrentes al restablecer los sistemas de protección convencionales antes de la siguiente caída, siempre que la condición de la red de distribución 16 sea lo suficientemente buena como para soportar una recuperación de tensión fuerte.

Volviendo a la figura 1, cada uno de los WTG 14 de la WPP 12 está conectado a una red de distribución local (no mostrada) que conecta los WTG 14. La WPP 12, a su vez, está conectada adecuadamente a un bus colector 18 a través de una línea de alimentación 20. El bus colector 18 puede estar a un nivel de tensión intermedio que es adecuado para la transmisión de potencia a distancia relativamente corta, por ejemplo, en la región de 10 kV a 150 kV, lo más habitualmente entre 110 kV y 150 kV. El bus colector 18 también puede proporcionar un punto de acoplamiento común (PCC) para una pluralidad de centrales de energía eólica, aunque, solo se muestra una única WPP 12 en el presente documento por simplicidad.

El bus colector 18 está conectado a un transformador elevador principal 22 mediante una línea de transmisión 24. El transformador principal 22 está conectado a su vez a la red de distribución principal 16 en un punto de interconexión (Pol) 26 mediante otra línea de transmisión 28. El Pol 26 es una interfaz entre la WPP 12 y la red de distribución principal 16.

Aunque puede requerirse que el bus colector 18 abarque distancias de hasta alrededor de 100 km, la red de distribución principal 16 puede ser una red de distribución internacional, nacional o regional tal como la red de distribución nacional de Gran Bretaña, por ejemplo, y, por lo tanto, puede ser necesario abarcar distancias de hasta aproximadamente 250 km o más. Por consiguiente, el nivel de tensión de la red de distribución principal 16 puede ser mucho más alto que el nivel de tensión del bus colector 18 para una mejor eficiencia de transmisión.

Las líneas de conexión, tales como las líneas de alimentación y de transmisión 20, 24, 28 puede incluir cada uno un sistema de protección 30 para proteger componentes individuales del daño durante o después de condiciones extremas. Por ejemplo, se prevé que se incluirá al menos un disyuntor apropiado en cada línea.

A continuación en el presente documento, debe suponerse que las referencias a componentes que se conectan o conexiones entre componentes comprenden líneas de alimentación o transmisión adecuadas como se describió anteriormente, a menos que se indique de otro modo.

Un controlador de central de energía (PPC) 32 está conectado a la red de potencia 10 en un punto de medición (PoM) 34 y también está conectado directamente a la WPP 12. El papel del PPC 32 es actuar como una interfaz de comando y control entre la WPP 12 y un operador de red de distribución u operador de sistema de transmisión (TSO) 36. El TSO 36 es responsable de indicar las necesidades y requisitos de la red de distribución principal 16 al PPC 32. El PPC 32, en su papel como interfaz de comando y control, interpreta las demandas de suministro de potencia solicitadas del mismo por el TSO 36 y gestiona los WTG 14 en la WPP 12 para satisfacer esos requisitos, teniendo en cuenta otros factores operativos tales como fallos de red de distribución y cambios repentinos en la salida o tensión de red de distribución medida.

El PPC 32 es un sistema informático adecuado para llevar a cabo los controles y comandos como se describió anteriormente y, por lo tanto, incorpora un módulo de procesamiento 38, un módulo de conectividad 40, un módulo de memoria 42 y un módulo de detección 44.

Con el fin de monitorizar y regular la salida de la WPP 12 e interpretar correctamente las demandas de potencia, el PPC 32 está conectado a la línea de transmisión 28 entre el transformador principal 22 y el Pol 26 en el PoM 34. El PPC 32 está equipado para medir una variedad de parámetros que incluyen una salida de potencia representativa que se suministrará a la red de distribución principal 16 en el Pol 26 por la WPP 12. Como el PoM 34 no está en el Pol 26, los parámetros medidos son solo representativos como pérdidas en las líneas entre el PoM 34 y el Pol 26, y entre el PoM 34 y el PPC 32, pueden tener un efecto sobre las mediciones. Puede tener lugar una compensación adecuada para contabilizar las pérdidas para garantizar que las mediciones sean precisas.

Además, el PPC 32 mide parámetros de la salida de potencia tales como una frecuencia y tensión, así como el intercambio de corriente reactiva entre la WPP 12 y la red de distribución principal 16 y el nivel de tensión de la red de distribución principal 16. El PPC 32 compara los parámetros medidos frente a los requisitos de red de distribución específicos y comunica comandos de control con respecto a componentes específicos de la WPP 12 en consecuencia. La WPP 12 es capaz de alterar su salida de corriente reactiva en reacción a comandos recibidos desde el PPC 32.

El PPC 32 comunica comandos de control a los controladores de WTG 15, o directamente a los WTG 14, de una manera adecuada. Se indicará que la figura 1 es una vista esquemática, por lo que la manera en la que se transfieren los comandos de control no se representa explícitamente. Sin embargo, se apreciará que puede proporcionarse un cableado adecuado para interconectar el PPC 32 y los WTG 14 o los controladores de W t G 15. Las interconexiones pueden ser conexiones directas o 'punto a punto', o pueden ser parte de una red de área local (LAN) que se hace funcionar bajo un protocolo adecuado (bus CAN o Ethernet, por ejemplo). Además, debe apreciarse que, en lugar de usar cableado, los comandos de control pueden transmitirse de manera inalámbrica a través de una red inalámbrica adecuada, por ejemplo, que se hace funcionar bajo los estándares WiFiTM o ZigBeeTM (IEEE802.11 y 802.15.4, respectivamente).

La red de distribución principal 16 incorpora, entre otros componentes, líneas de transmisión 45 para la transmisión de potencia suministrada por la WPP 12 y otras centrales de energía conectadas a usuarios finales (no mostrados). Por seguridad, la red de distribución principal 16 también incorpora medios de protección, en forma de una pluralidad de disyuntores 46 que se reconectan automáticamente, a intervalos a lo largo de cada línea de transmisión 45. Estos interruptores de línea 46, que también se conocen como 'elementos de reconexión' se hacen funcionar para evitar daños al sistema 10 si se produce un evento que conduce a un cambio de tensión repentino e inesperado, tal como un cortocircuito. Esta protección se logra abriendo los interruptores de línea 46 para aislar la sección de las líneas de transmisión 45 donde se ha producido el cortocircuito. Los interruptores de línea 46 reconectan automáticamente la línea aislada 45 después de que haya transcurrido un período de tiempo predeterminado después de la apertura de los interruptores de línea 46 para poner la línea 45 de nuevo en línea después del fallo lo más rápido posible.

El diagrama de la figura 1 solo debe tomarse como una representación de una red de potencia. Se conocen configuraciones alternativas de red de potencia y centrales de energía y se espera que puedan incorporarse otros componentes conocidos además de o como alternativas a los componentes mostrados y descritos en la figura 1. Tales cambios estarían dentro de las capacidades del experto. Por ejemplo, se esperaría que se incorporen subestaciones o transformadores adicionales en la central de energía eólica dependiendo del número de turbinas incluidas en la pluralidad de turbinas eólicas.

Como se discutió en relación con la figura 1, la red de distribución principal 16 incorpora una pluralidad de interruptores de línea 46 que se hacen funcionar para aislar secciones de la línea de transmisión 45 si un evento de fallo, por ejemplo, un cortocircuito, se produce en esa sección de la línea 45. Los interruptores de línea 46 u otros disyuntores también pueden usarse para realizar mantenimiento en esa sección de línea. Los cortocircuitos dan como resultado caídas en los niveles de tensión de la red de distribución 16, y estas caídas también se reflejan en el nivel de tensión en el Pol 26 entre la red de distribución 16 y la WPP 14. Una vez que los interruptores de línea 46 han aislado la sección de cortocircuito de las líneas de transmisión 45 del resto de la red de distribución 16, pueden recuperarse los niveles de tensión.

Como los eventos que dan como resultado cortocircuitos generalmente son temporales, o solo semipermanentes como mínimo, el evento puede corregirse rápidamente por sí mismo, permitiendo que la línea de transmisión 45 vuelva a ponerse 'en línea' después de la interrupción al reconectar los interruptores de línea 46 para volver a conectar la sección desconectada aislada de la línea 45 al resto de la red de distribución 16. Los interruptores de línea 46 se reconectan automáticamente después de que haya transcurrido un período de tiempo predeterminado después de una interrupción de manera que la línea pueda estar fuera de línea durante el menor tiempo posible. Si el evento se ha corregido, entonces la tensión de la red de distribución 16 puede devolverse a niveles habituales. Normalmente, el período de tiempo es de alrededor de 1,5 segundos que se especifica por un sistema de funcionamiento de red de distribución.

Sin embargo, si el evento no se ha corregido, a continuación, la reconexión de la sección afectada de la línea de transmisión 45 por los interruptores de línea 46 simplemente reconectará el cortocircuito a la red de distribución 16, provocando otra caída en los niveles de tensión. Los interruptores de línea 46 luego se abren de nuevo, y se intenta que se reconecten una vez que ha transcurrido el período de tiempo. Esto conduce a múltiples caídas de tensión, o lo que se conoce como un 'fallo recurrente', y se ve a través de la red.

Por ejemplo, un cortocircuito puede provocarse por un circuito derivado de fuga que toca brevemente una línea de transmisión. A medida que el circuito derivado se aleja de la línea, se eliminará el problema, la línea se corregirá para volver a ponerse en línea, y por lo tanto la reconexión automática será exitosa. Si el circuito derivado permanece en contacto con la línea de transmisión, la reconexión de la sección afectada de la línea por los interruptores de línea solo dará como resultado otra caída de tensión. Se producirán múltiples caídas de tensión hasta que se haya resuelto el problema, y el fallo se haya corregido.

Para tratar con fallos recurrentes, las WPP 12 conectadas deben cumplir requisitos de interconexión de red de potencia, o códigos de red de distribución, que tienen criterios específicos para ser compatibles. El incumplimiento puede conducir a penalizaciones impuestas a los operadores de centrales de energía, especialmente para operadores de centrales de energía existentes. El cumplimiento es obligatorio para nuevas centrales de energía. Un ejemplo de estos criterios se muestra en el gráfico de % de tensión-tiempo de la figura 2, que ilustra los requisitos para unidades de generación, es decir, los WTG 14, durante la reconexión automática de una línea de transmisión 45. Se espera que los controladores de WTG 15 y/o el PPC 32 hagan funcionar los WTG 14 para cumplir estos criterios durante fallos recurrentes.

En la figura 2, se produce un evento de cortocircuito a los 0 segundos, lo que también puede denominarse 't1'. Antes de este evento, se supone que la WTG 14 está funcionando en su intervalo de funcionamiento normal de entre un 90 % y un 110 % de la tensión esperada, que también puede escribirse como entre 0,9 y 1,1 por unidad de tensión (pu).

Como entenderá el experto en la técnica, por unidad de tensión es una expresión de la tensión con respecto a un valor de base que se usa como referencia. El uso de un sistema por unidad permite la normalización de valores a través de transformadores y otros componentes que pueden cambiar el valor en un orden de magnitud.

A los 0 segundos, se produce el cortocircuito, y el nivel de tensión de la red de distribución 16 decae al 0 %, o a 0 pu, de tensión. De manera similar, el nivel de tensión de los WTG 14 también decaerá. Después de 0,16 segundos, o 't2', los interruptores de línea 46 actúan para aislar el cortocircuito, y abrirse, después de lo cual se espera que cada WTG 14 recupere de nuevo su nivel de tensión antes del fallo en su terminal. Como entenderá el experto en la técnica, el terminal del WTG es el punto de conexión de ese WTG 14 a su red de distribución local (no mostrada).

Los interruptores de línea 46 están configurados para reconectar automáticamente una línea afectada 45 una vez que ha transcurrido un período de tiempo de 1,5 segundos después de abrirse, es decir, 1,5 segundos después de t2. Como el fallo aún no se ha corregido por sí mismo, se produce una segunda caída de tensión 1,66 segundos después de que se produjo el cortocircuito por primera vez. Los interruptores de línea 46 responden para volver a aislar la línea afectada 450,16 segundos después, y volver a abrirse.

En el ejemplo de la figura 2, se supone que el fallo se corrige después de la segunda caída, y, por lo tanto, cuando los interruptores de línea 46 actúan para reconectar la línea 45 en un tiempo de 1,5 segundos después de la apertura por segunda vez, en 3,32 segundos, no hay otra caída. En su lugar, se espera que el WTG 14 continuara suministrando potencia activa, manteniendo el nivel de tensión del 80 % al menos, antes de volver al funcionamiento ordinario entre un 90 % y un 110 % del nivel de tensión 10 segundos después en 11,82 segundos.

Se apreciará que los tiempos mostrados en la figura 2 se usan solo como ejemplos. Pueden usarse otros valores según sea apropiado. Las duraciones después de las cuales se producen las aperturas o las reconexiones de la línea son específicas para cada red de distribución principal 16.

La figura 3 muestra un gráfico similar al de la figura 2 superpuesto con un ejemplo de una curva de esquema de protección de paso por baja tensión (LVRT) convencional. La curva dicta el nivel de tensión de terminal por encima del cual un WTG 14 debe mantenerse conectado a la red de distribución 16 o su red de distribución local (no mostrada) por el controlador de WTG 15 o PPC 32. Si el nivel de tensión cae por debajo de la curva, el WTG 14 debe “dispararse” y desconectarse, con el fin de proteger el WTG 14 de condiciones de baja tensión sostenida.

Inicialmente, la curva de LVRT rastrea el fallo y, un corto período después de la apertura de la línea, aumenta linealmente desde 0 pu hasta 0,8 pu durante un período de tiempo predefinido. El aumento relativamente lento y ligeramente retardado de la curva significa que las condiciones para la desconexión del WTG 14 normalmente tienen que constituir un fallo importante que da como resultado bajas tensiones sostenidas. Una vez que la tensión de terminal ha alcanzado un umbral de salida predefinido, que está ligeramente por debajo de 0,9 pu en este ejemplo, ya no se requiere la curva de LVRT y, por lo tanto, se 'reestablece' eficazmente como preparación para un fallo posterior.

Habitualmente, cuando solo resulta una sola caída a partir de un fallo, se esperaría que la tensión de terminal del WTG 14 suba por encima de 0,8 pu mucho antes de la curva de LVRT, lo que significa que el WTG 14 permanece conectado a la red de distribución según sea necesario. Se esperaría que la tensión de terminal se elevara al valor de umbral de salida para 'restablecer' la curva de LVRT.

Por el contrario, en escenarios de caída múltiple, a pesar de que el WTG 14 debe permanecer conectado a la red de distribución, la presencia de una segunda o posterior caída dará como resultado un decaimiento de tensión que está por debajo de la curva de LVRT, y, por lo tanto, dará como resultado la desconexión del WTG 14.

En algunas situaciones, con el fin de tratar con múltiples caídas, los umbrales de salida de curva de LVRT se han reducido a niveles inusualmente bajos para que la curva de LVRT se restablezca antes de la segunda caída. Sin embargo, esto también puede dar como resultado la exposición del WTG 14 a daños ya que el umbral de salida debe establecerse cerca de la condición de funcionamiento normal. La interferencia con esquemas de protección contra baja tensión también es probable en esta situación.

Por lo tanto, la presente invención presenta una solución al problema de cómo contabilizar de la mejor manera múltiples caídas de tensión. La presente invención utiliza un esquema de protección que puede hacerse funcionar además del esquema de protección de LVRT y que se integra con el esquema de protección de LVRT para proporcionar una protección adecuada para los WTG durante escenarios de fallo recurrente. En particular, la presente invención utiliza la recuperación de tensión como entrada a un método de control para predecir satisfactoriamente, en tiempo real y en el período entre caídas, si será necesario restablecer la curva de LVRT en preparación para una segunda o posterior caída, así como predecir si es probable que el restablecimiento de la curva ponga en peligro el WTG.

Una representación de la incorporación de la presente invención en un esquema de protección de WTG 100 existente se muestra en la figura 4. En la figura 4, una tensión de entrada, Us, se consulta mediante un esquema de protección contra baja tensión 102, un esquema de protección contra subtensión 104 y un esquema de protección contra sobretensión 106. El esquema de protección contra baja tensión 102, que incorpora la curva de LVRT 108 y un temporizador 110, ahora incluye un módulo de protección de restablecimiento de 'paso por fallo recurrente' (RFRT) 115 (del inglés, recurring fault ride-through), que se hace funcionar según un método de restablecimiento de RFRT 200, en comunicación con el temporizador 110. Cualquiera de los sistemas de protección contra baja tensión, subtensión o sobretensión 102, 104, 106 puede emitir una señal de disparo, basándose en la tensión de entrada, Us.

Puede verse, por lo tanto, que la presente invención no interrumpe el funcionamiento de ninguno de los esquemas de protección 102, 104, 106, sino que en su lugar complementa la protección de LVRT 102 proporcionando un nuevo nivel adicional de escrutinio a la tensión de terminal, Us, visto por el WTG 14. Obsérvese que el esquema de protección contra subtensión 104 y el esquema de protección contra sobretensión 106 no son el foco del concepto inventivo descrito en el presente documento, pero se incluyen en esta discusión en general para el contexto y la exhaustividad. De manera similar, los módulos de superposición de control 120, el activador de AGO 122, y el conmutador 124 para seleccionar baja tensión, subtensión, o AGO se proporcionan solo para contexto.

Por lo tanto, se apreciará que el módulo de protección de restablecimiento de RFRT 115 proporciona una funcionalidad que es adicional a y complementa la funcionalidad de protección existente que puede proporcionarse en un controlador de central de energía o de WTG.

El método de restablecimiento de RFRT 200, según el cual se hacen funcionar el módulo 115 y el sistema de protección contra baja tensión 102, se implementa dentro de un WTG 14 o PPC 32 como modo de funcionamiento, que puede denominarse modo de RFRT, o más simplemente, 'modo de fallo recurrente'. Se introduce el modo de fallo recurrente si se identifica una desviación de tensión o una variación con respecto a los niveles de tensión de funcionamiento normal de la red de distribución principal 16, y si se determina que la desviación cumple los criterios para que se produzca la reconexión automática de una línea de transmisión 45. Si se determina una desviación que cumple los criterios, se introduce el modo y se monitoriza la recuperación de tensión, categorizada en una categoría según mediciones predeterminadas, y se implementa la respuesta correcta. La respuesta correcta es en forma de protocolo de paso.

En otras palabras, el modo y el método 200 se implementan para hacer funcionar un WTG 14 para contabilizar fallos recurrentes provocados por la reconexión automática, y el modo de fallo recurrente sirve para el propósito de equilibrar un compromiso entre permitir un fallo recurrente y proteger a los WTG de condiciones de red de distribución inadecuadas. Si, habiendo identificado una desviación de los niveles de tensión y determinado que son posibles fallos recurrentes, la condición de red de distribución es suficiente para garantizar la seguridad del WTG, a continuación, se satisfacen los fallos recurrentes. Sin embargo, la seguridad del WTG tiene prioridad sobre la contabilización de fallos recurrentes, por lo que las condiciones de red de distribución inestables se contrarrestan con el esquema de protección de LVRT establecido.

Para una protección suficiente, el nivel de tensión alcanzado después de la caída, la velocidad a la que se alcanzó ese nivel de tensión, y la estabilidad del nivel de tensión en el terminal deben considerarse antes de decidir un protocolo de paso. Estas 'pruebas' pueden formar la base para la categorización.

El modo de fallo recurrente se lleva a cabo preferiblemente para cada WTG individual en respectivos controladores de WTG, aunque es posible que el método también pueda realizarse por el PPC, por un controlador intermedio, o por un controlador remoto.

Un ejemplo de un método que puede usarse para categorizar la recuperación de niveles de tensión después de un fallo como se describió anteriormente se muestra en la figura 5. El método 200 de la figura 5 categoriza la recuperación de tensión en una de dos categorías: 'recuperación débil' o 'recuperación fuerte'. La recuperación de tensión débil indica que la recuperación de la tensión es insuficiente y potencialmente volátil, y que tal inestabilidad puede causar daños al WTG 14. Durante una recuperación débil, por lo tanto, el WTG 14 se controla según el esquema de protección de LVRT convencional. Una recuperación fuerte indica que la recuperación de la tensión es estable y suficiente para permitir el restablecimiento del esquema de protección de LVRT para contabilizar fallos recurrentes.

El método 200 de la figura 5 se inicia si se identifica que se ha producido una desviación de nivel de tensión con respecto a las tensiones de funcionamiento normales, y esta etapa también puede formar la etapa inicial del método, a pesar de no mostrarse en el presente documento. Una vez que se ha iniciado el método 200, se determina 202 si la desviación cumple los criterios para la reconexión automática comparando el nivel al que ha caído la tensión, Uretenida, en el tiempo t1, hasta un umbral de tensión más bajo, LVT. El ^lV^tes un nivel predeterminado establecido por los operadores de la red de distribución principal 16, y es el nivel por debajo del que la tensión debe caer para que se implemente la reconexión automática. El LVT también puede alterarse por el operador de red de distribución basándose en la condición de la red de distribución. Cualquier cambio en este valor será comunicado al PPC 32 y a los controladores de WTG 15 por el TSO 36.

Si, en esta etapa 202, se determina que el LVT no se cruza por el nivel de tensión, entonces se siguen procedimientos de LVRT ordinarios 204. Se supone que el umbral para los esquemas de protección de LVRT a implementar es mayor que el LVT.

Si se determina mediante esta etapa 202 que la Uretenida es menor que LVT, la secuencia de paso por fallo recurrente (RFRT), o modo de fallo recurrente, se implementa 206, y el WTG 14 se hace funcionar según el mismo. El modo de fallo recurrente y los esquemas de protección de LVRT se hacen funcionar a la vez, y puede considerarse que el modo de fallo recurrente aumenta el esquema de protección de LVRT. El modo de fallo recurrente puede terminarse en cualquier punto basándose en el método 200.

Habiendo activado 206 el modo de fallo recurrente, la primera prueba, también el primer análisis 208, de la recuperación se realiza 208 entre el tiempo t2 y el tiempo t3. El tiempo t2 es el punto en el que la línea de transmisión afectada 45 se aísla abriendo los interruptores de línea 46, y, por lo tanto, será una variable conocida para los controladores de WTG 15. El tiempo t2 se calcula normalmente en relación con el tiempo t1 y se establece por el operador de red de distribución según las condiciones de red de distribución. El tiempo t3 también es un período de tiempo fijado y se establece en relación con t1. El tiempo t3 se determina para el WTG 14, la WPP 12 o la red de distribución 16 según se requiera, y es variable de tal manera que puede alterarse basándose en las condiciones del sistema 10 y los requisitos del operador como se comentará más adelante.

Volviendo al primer análisis 208 del método 200, la tensión de recuperación, Urecuperación, se compara con el LVT para identificar si el nivel de tensión ha vuelto por encima de este umbral después de la caída dentro del período de tiempo entre t2 y t3. Urecuperación es el nivel de tensión medido real que se logra después de la eliminación de la primera caída, después de t2. Si la tensión de recuperación está por encima del umbral de baja tensión en cualquier punto entre t2 y t3, entonces se realiza el segundo análisis 210. Si, durante todo el tiempo entre t2 y t3, la tensión no alcanza un nivel por encima de LVT, entonces la recuperación de tensión se categoriza 212 como débil, se termina el modo de fallo recurrente, y se sigue el esquema de LVRT convencional 204.

La segunda prueba, también el segundo análisis 210, se realiza tras la identificación de que la tensión de recuperación estaba por encima del umbral de baja tensión dentro del período de tiempo entre t2 y t3, es decir, entre la apertura de la línea en la que se identifica el fallo y el período de tiempo establecido por el sistema con el fin de categorizar la recuperación. El segundo análisis 210 identifica cuando la tensión de recuperación cruza por primera vez un umbral de tensión superior (UVT). El UVT es un umbral predeterminado que es mayor que el LVT pero menor que el umbral de salida para el esquema de LVRT. El UVT puede establecerse según las condiciones de red de distribución o según el funcionamiento o interconexión de WPP. El UVT puede especificarse por el TSO 36 o por el operador de WPP.

El tiempo medido desde t2 hasta el primer cruce del UVT se etiqueta trecuperación*. Si trecuperación* es menor que t3-t2, entonces se realiza el tercer análisis o prueba 214. Si trecuperación* es mayor que t3-t2, entonces la recuperación de tensión se categoriza 212 como débil, se termina el modo de fallo recurrente, y se sigue el esquema de LVRT convencional 204. Por lo tanto, este segundo análisis 210 trata la velocidad de la recuperación.

Si los dos primeros análisis 208, 210 han identificado que la recuperación de tensión no es débil, entonces se realiza el tercer análisis 214. El tercer análisis 214 identifica la estabilidad de la recuperación de tensión en el UVT. Al considerar el movimiento oscilatorio del nivel de tensión alrededor del UVT, la estabilidad de la recuperación puede monitorizarse y determinarse antes de la reconexión de la línea por los interruptores de línea 46.

El tercer análisis 214 comprende contar 216 los cruces del UVT por la tensión de recuperación en el período de tiempo entre el tiempo t3 y el tiempo t4. Dicho de otra manera, esto significa que cada vez que Urecuperación = UVT, el recuento aumenta, siempre que esos cruces estén entre t3 y t4. El tiempo t4 es un tiempo calculado para ser fraccionalmente antes de la reconexión de la línea 45 por los interruptores de línea 46. Como el tiempo de la reconexión se conoce en relación con t2 y t1, t4 puede establecerse justo antes de esta reconexión.

Como antes del tercer análisis 214 el nivel de tensión ha excedido el UVT, un cruce posterior llevará el nivel de tensión por debajo del UVT. De manera similar, todo número impar de cruces según el recuento del tercer análisis 214 en esta etapa será una caída en la tensión, mientras que los cruces pares indicarán que aumenta el nivel de tensión alrededor del UVT. Por lo tanto, el tercer análisis 214 también comprende la etapa 218 de identificar si el recuento es un número entero par. Si el recuento no es par, entonces el nivel de tensión estará por debajo del UVT antes de la siguiente caída de tensión, y la recuperación de tensión se categoriza 212 como débil. Si el recuento es 0 o par, entonces la recuperación de tensión está por encima del UVT inmediatamente antes de la siguiente caída, y la recuperación de tensión puede categorizarse 220 como una recuperación fuerte. Como la recuperación de tensión es fuerte, entonces pueden corregirse fallos recurrentes, y de manera que la curva de LVRT se restablece 222 en t4 de manera que la siguiente caída no desconecte el WTG.

Por lo tanto, más generalmente, puede considerarse que el modo de fallo recurrente lleva a cabo la monitorización de la recuperación, la categorización de la recuperación en una categoría tal como recuperación fuerte o recuperación débil, y la implementación de una operación del WTG 15 según el protocolo de paso. Debe indicarse que, aunque en el presente documento solo se comentan la recuperación fuerte y débil, puede ser útil incorporar más categorías para permitir que se tomen diferentes acciones basándose en las condiciones del sistema.

Ejemplos de diferentes recuperaciones se muestran en las figuras 6 a 9. Las figuras 6 y 8 muestran diferentes escenarios en los que las recuperaciones de tensión podrían categorizarse como fuertes, mientras que las figuras 7 y 9 muestran escenarios en los que las recuperaciones de tensión podrían categorizarse como débiles.

En cada una de las figuras 6 a 9, se produce un fallo en t1, y la desviación de tensión con respecto a la tensión de funcionamiento es suficiente para cumplir los criterios establecidos en la primera etapa 202 del método 200 de la figura 5. Es decir, que en cada una de las figuras 6 a 9, el modo de fallo recurrente se activa 206 y se sigue según las etapas de la figura 5.

Además, en cada una de las figuras 6a a 9, se supone que los interruptores de línea 46 se abren en t2 y dan como resultado una recuperación de tensión a medida que se aísla el cortocircuito. También se supone que la reconexión se produce muy poco después de t4. Finalmente, estas figuras solo se refieren a la recuperación después de la primera caída, y, por lo tanto, la recuperación de la segunda caída se muestra como el caso ideal, en el que el nivel de tensión vuelve a un nivel por encima del UVT instantáneamente y permanece en este nivel durante un tiempo antes de volver a los niveles antes del fallo después de un período de tiempo establecido. Se apreciará que pueden producirse múltiples caídas si el fallo no se corrige después de la segunda caída, y, por lo tanto, el método 200 de la figura 5 puede repetirse tantas veces como sea necesario.

Centrándose inicialmente en la figura 6a, con referencia a la figura 5, la desviación de tensión ocurre en t1, el modo de fallo recurrente se activa 206, y los interruptores de línea 46 se abren en t2 como se comentó anteriormente. Se muestra una recuperación de tensión entre t2 y t3. La recuperación de tensión cruza el LVT, y de ese modo pasa la primera prueba 208 de la figura 5. El UVT también se cruza por la recuperación de tensión, y esto se cruza antes de t3, lo que significa que se pasa la segunda prueba 210 del modo de fallo recurrente de la figura 5. Finalmente, el mismo nivel de tensión se mantiene por encima de UVT hasta t4, por lo que el recuento para la tensión de recuperación que es UVT es 0.

Por lo tanto, se pasa la prueba final 214, y la recuperación puede categorizarse 220 como fuerte. En este caso, la curva de LVRT se restablece 222 en t4, aunque esto no se muestra en la figura 6a. El WTG 14 permanecerá conectado a través de la segunda caída.

La figura 6b muestra el efecto de restablecer la curva de LVRT. En la figura 6b, los niveles de tensión de la figura 6a se muestran mediante la línea discontinua, mientras que la curva de LVRT se muestra en la línea continua. Puede verse que en o entre t4 y la segunda caída, la curva de LVRT se restablece a su punto más bajo, y se reinicia el recuento antes de la elevación lenta de la curva de LVRT.

También se muestra en la figura 6a, y en la figura 7 un área sombreada entre t2 y t3. Esta área sombreada indica la región a través de la cual debe pasar una recuperación inicial para considerarse fuerte. Si la recuperación no se encuentra en esta región, la recuperación se considera automáticamente débil, independientemente de la recuperación posterior.

En la figura 7, la desviación de tensión se produce en t1, y los interruptores de línea 46 se abren en t2. La recuperación alcanza el LVT, y de ese modo se pasa la primera prueba 210. Sin embargo, el UVT se alcanza después de t3, de modo que el tiempo de recuperación es mayor que t3-t2. La segunda prueba 212 no se pasa, y la recuperación se categoriza 212 como débil. Puede verse que la recuperación inicial débil se encuentra fuera del área sombreada. Por 10 tanto, la curva de LVRT no se restablece antes de la segunda caída en este escenario, y la segunda caída dará como resultado la activación de curva de LVRT y la desconexión del WTG 14.

La figura 8 muestra una recuperación fuerte, donde se producen oscilaciones después de la recuperación inicial por encima de UVT. Puede verse que la recuperación del nivel de tensión entre t2 y t3 pasa las pruebas primera y segunda 208, 210 del modo de fallo recurrente, y que entre t3 y t4, el nivel de tensión es igual a dos veces UVT, una vez cuando desciende por debajo de UVT y una vez cuando vuelve por encima de UVT. Por lo tanto, como el recuento de UVT = Urecuperación es 2, la recuperación se categoriza como fuerte 220. El LVRT se restablece 222 en t4, antes de la segunda caída. El WTG 14 permanecerá conectado a través de la segunda caída.

Finalmente, la figura 9 muestra una recuperación fuerte inicial, que posteriormente se vuelve débil entre t3 y t4. Como puede verse, la recuperación inicial cae dentro de la parte sombreada de la red de distribución, y pasa las dos primeras pruebas 208, 210 del modo de fallo recurrente. Sin embargo, el recuento de UVT = Urecuperación es 3, a medida que el nivel de tensión oscila entre t3 y t4 y cae por debajo de UVT en t4. Por lo tanto, la recuperación se categoriza 212 como débil, y la curva de LVRT no se restablece. En su lugar, se sigue 204 el esquema de protección de LVRT convencional y la segunda pendiente dará como resultado la activación de la curva de LVRT y la desconexión del WTG 14.

Basándose en los requisitos del operador, puede alterarse t3 para implementar requisitos más o menos estrictos para la recuperación fuerte a asignar. Por ejemplo, si una red de distribución se considera una red de distribución fuerte, la recuperación debe ser rápida y estable y, por lo tanto, puede reducirse t3. El tiempo t3 también puede establecerse según las condiciones de red de distribución o puede predeterminarse durante la instalación de la WPP 12 para tener en cuenta la interconexión entre la WPP 12 y la red de distribución principal 16.

Además, mientras que t3 es fijo con respecto a t1, un tiempo adicional, t2a, puede incluirse en algunas realizaciones. El tiempo t2a designa el punto en el que la recuperación cruza inicialmente el UVT. Si se usa este tiempo adicional, entonces la tercera etapa de análisis se realiza entre t2a y t4, en lugar de t3 y t4. Esto puede ser particularmente útil en condiciones de red de distribución muy volátiles, donde la tensión puede caer por debajo de UVT de nuevo antes de t3.

Pueden hacerse muchas modificaciones a los ejemplos anteriores sin apartarse del alcance de la presente invención como se define en las reivindicaciones adjuntas.

Claims

REIVINDICACIONES

i. Un método para hacer funcionar un generador de turbina eólica (14) conectado a una red de potencia (16) para contabilizar fallos de tensión recurrentes en la red de potencia provocados por la reconexión automática de al menos un disyuntor (46) después de un cortocircuito, comprendiendo el método:

identificar una desviación de nivel de tensión de la red de potencia con respecto a un nivel de tensión de funcionamiento normal de la red;

determinar que la desviación identificada cumple los criterios de reconexión automática; y

hacer funcionar el generador de turbina eólica en un modo de fallo recurrente si se cumplen los criterios de reconexión automática, en el que al hacer funcionar el generador de turbina eólica en modo de fallo recurrente, el método comprende:

monitorizar la recuperación del nivel de tensión desde la desviación;

categorizar la recuperación de la tensión como una de al menos una recuperación fuerte o una recuperación débil; e

implementar un protocolo de paso según la categoría de recuperación,

el método caracterizado porque

categorizar la recuperación de la tensión comprende aplicar una o más pruebas a la recuperación de manera que la recuperación se categorice como una recuperación fuerte si la misma pasa la prueba o cada prueba y se categorice como una recuperación débil si la misma no pasa una o más de las pruebas.
2. El método según la reivindicación 1, en el que la desviación comprende un fallo de red de potencia, y determinar que la desviación cumple los criterios para la reconexión automática comprende comparar los niveles de tensión después del fallo con un umbral de reconexión predeterminado.
3. El método según cualquier reivindicación anterior, en el que la al menos una prueba comprende comparar el nivel de tensión con un primer umbral de tensión, y en el que la prueba se pasa si el nivel de tensión excede el primer umbral de tensión en un primer período de tiempo predeterminado.
4. El método según la reivindicación 3, en el que la al menos una prueba comprende comparar el nivel de tensión con un segundo umbral de tensión, y en el que la prueba se pasa si el nivel de tensión excede el segundo umbral de tensión en un segundo período de tiempo predeterminado.
5. El método según la reivindicación 4, en el que el segundo umbral de tensión es mayor que el primer umbral de tensión.
6. El método según la reivindicación 4 o la reivindicación 5, en el que los periodos de tiempo primero y segundo son concurrentes y de igual longitud.
7. El método según cualquier reivindicación anterior, en el que la al menos una prueba comprende comparar el nivel de tensión con un tercer umbral de tensión y realizar un recuento del número de veces que el nivel de tensión es igual al tercer umbral de tensión dentro de un tercer período de tiempo predeterminado, y en el que la prueba se pasa si el recuento es cero o un número par.
8. El método según la reivindicación 7 cuando depende de la reivindicación 4, en el que los umbrales de tensión segundo y tercero son iguales.
9. El método según la reivindicación 7 o la reivindicación 8 cuando depende de la reivindicación 4, en el que el tercer período de tiempo sigue al menos uno del primer período de tiempo o el segundo período de tiempo.
10. El método según cualquier reivindicación anterior que comprende:

determinar que la desviación de tensión cumple los criterios de baja tensión; y

entrar en un modo de baja tensión si se cumplen los criterios de baja tensión, estando configurado el modo de baja tensión para ejecutarse simultáneamente con el modo de fallo recurrente, en el que:

si la recuperación de tensión se categoriza como recuperación débil, la etapa de implementar un protocolo de paso comprende terminar el modo de fallo recurrente y hacer funcionar el generador de turbina eólica solo en modo de baja tensión.
11. El método según cualquier reivindicación anterior que comprende:

determinar que la desviación cumple los criterios de baja tensión;

entrar en un modo de baja tensión si se cumplen los criterios de baja tensión, estando configurado el modo de baja tensión para ejecutarse simultáneamente con el modo de fallo recurrente, y en el que:

si la recuperación de tensión se categoriza como una recuperación fuerte, la etapa de implementar un protocolo de paso comprende alterar el modo de baja tensión para tener en cuenta una caída de tensión posterior.
12. El método según cualquier reivindicación anterior que comprende identificar una desviación de tensión adicional y hacer funcionar el generador de turbina eólica en modo de fallo recurrente en relación con la desviación de tensión adicional.
13. El método según cualquier reivindicación anterior que comprende terminar el modo de fallo recurrente si los niveles de tensión vuelven a niveles de funcionamiento normales.
14. Un generador de turbina eólica (14) que comprende un controlador de turbina eólica (15), comprendiendo el controlador medios para llevar a cabo el método según cualquier reivindicación anterior.
15. Un producto de programa informático descargable desde una red de comunicación y/o almacenado en un medio legible por máquina, que comprende instrucciones de código de programa para implementar un método según cualquiera de las reivindicaciones 1 a 13.