_monografía

UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA DE HONDURAS

INGENIERÍA EN ELECTRÓNICA Monografía de Compilación “Técnicas en la Compensación de Potencia Reactiva y Control de Voltaje de Generadores Eólicos” Sustentada por: EDNA CELESTHE VÁSQUEZ CRUZ Cuenta Número 200661110376 PREVIA INVESTIDURA AL TÍTULO DE INGENIERO EN ELECTRÓNICA TEGUCIGALPA M.D.C.

HONDURAS C.A NOVIEMBRE 2010

UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA DE HONDURAS

AUTORIDADES PRESIDENTE DE JUNTA DE ASOCIADOS Lic. Roger D. Valladares RECTOR GENERAL Msc. Ricardo Antillón VICERRECTOR Msc. Oscar Reyes SECRETARIO GENERAL Msc. Edwin Romell Galo RECTOR CAMPUS TEGUCIGALPA LLM. Luis Alonso Discua Cerrato DIRECTOR ACADÉMICO CAMPUS TEGUCIGALPA Mae. Luis Enrique Raudales DIRECTORA CARRERA INGENIERIA EN ELECTRÓNICA Campus Tegucigalpa Mae. Marina Sagrario Castellanos ASESOR Ing. César Augusto Núñez Aguilar

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FRONTISPICIO

Nunca consideres el estudio como una obligación, sino como una oportunidad para penetrar en el bello y maravilloso mundo del saber.

Albert Einstein

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AGRADECIMIENTO

Agradezco a Mesoamérica Energy por brindarme información del proyecto Energía Eólica de Honduras S.A. EEHSA, tanto al Gerente de desarrollo: Ingeniero José Morán, como al Gerente administrativo: Ingeniero Leonel Umaña, quienes permitieron el uso de dicha información para elaborar el informe acerca de las “Técnicas en la Compensación de Potencia Reactiva y Control de Voltaje de Generadores Eólicos”. También agradezco al Coordinador de Gestión de Mantenimiento de COCESNA y catedrático de la Universidad Tecnológica de Honduras: Ingeniero Cesar Núñez por su asesoramiento en la elaboración del presente informe.

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DEDICATORIA

A Dios: Por guiarme en cada uno de los días de mi vida, brindándome amor, entendimiento, fortaleza y sabiduría.

A mis padres: Enna Cruz y Oscar Vásquez, por ser un bastión muy importante en mi vida y por darme siempre su apoyo incondicional.

A mis hermanos y mi familia: Por su ayuda cuando más la he necesitado.

A mis amigos: Por estar siempre apoyándome con sus palabras de aliento.

A la junta de Asociados de UTH: Por seleccionarme en la entrega de la beca completa en la carrera de Ingeniería en Electrónica.

A catedráticos de UTH: Por su apoyo y dedicación, durante el transcurso de las clases y por ofrecerme orientación en aspectos de la profesión de Ingeniero en Electrónica.

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ÍNDICE INTRODUCCIÓN ...................................................................................................................1 PLANTEAMIENTO DEL TEMA ...........................................................................................2 OBJETIVOS ............................................................................................................................3 JUSTIFICACIÓN DEL TEMA ...............................................................................................4 DELIMITACIÓN DEL TEMA ................................................................................................4 METODOLOGÍA ....................................................................................................................5 CAPÍTULO I ...........................................................................................................................6 1. ANTECEDENTES DE LA EMPRESA ..............................................................................7 1.1. Mesoamérica Energy .....................................................................................................7 1.2. Misión y visión de Mesoamérica Energy .......................................................................7 1.3. Participación Comunitaria..............................................................................................8 1.4. Desarrollo de Proyectos .................................................................................................8 1.4.1. PESRL en Costa Rica ............................................................................................9 1.4.2. Cinética en Nicaragua............................................................................................9 1.4.3. Cerro de Hula en Honduras ...................................................................................9 1.5. Proyecto Cerro de Hula, Honduras ..............................................................................10 1.5.1. Objetivos del proyecto a nivel nacional ...............................................................11 1.5.2. Estudio y Evaluación del recurso: Avances del Estudio de Factibilidad ..............12 1.5.3. Datos básicos del parque Eólico de Energía Eólica de Honduras: ......................14 1.6. Análisis FODA del Proyecto de EEHSA. ....................................................................16 CAPÍTULO II ........................................................................................................................19 2. ENERGÍA EÓLICA .........................................................................................................20 2.1. Historia de la Energía Eólica........................................................................................20 2.1.1. Generación de Energía Eléctrica .........................................................................22 2.1.2. Inicios de los aerogeneradores eléctricos ............................................................22 2.2. Proceso de transformación de Energía mecánica a Eléctrica ........................................23 2.3. Aerogeneradores modernos..........................................................................................24 2.3.1. Aerogenerador de eje horizontal ..........................................................................24

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2.3.2. Esquema y descripción de las partes de un aerogenerador ..................................26 2.4. Estado actual de la Energía Eólica ...............................................................................27 CAPÍTULO III .......................................................................................................................28 3. FUNDAMENTOS TEÓRICOS ........................................................................................29 3.1. Tipos de Cargas conectadas a los sistemas eléctricos...................................................29 3.2. Impedancia, resistencia reactancia ...............................................................................29 3.3. Potencia Aparente, Activa y Reactiva ..........................................................................30 3.4. Triangulo de potencia ..................................................................................................31 3.5. Compensación de potencia Reactiva ............................................................................33 3.5.1. Efectos de un bajo factor de potencia: .................................................................35 3.5.2. Ventajas de la corrección del factor de potencia .................................................36 3.6. Valores presentados en Cantidades por Unidad P.U. y en Porcentaje % ......................36 CAPÍTULO IV ......................................................................................................................38 4. AEROGENERADORES ..................................................................................................39 4.1. Distintas Tecnologías de Generación Eólica ................................................................39 4.2. Tipos de tecnologías en Aerogeneradores ....................................................................40 4.2.1. Generador de Inducción Jaula de Ardilla (SCIG) ................................................40 4.2.2. Generador de inducción doblemente alimentado (DFIG) ....................................41 4.2.3. Comparación entre SCIG y DFIG ........................................................................42 CAPÍTULO V ........................................................................................................................43 5. INTEGRACIÓN DE PARQUES EÓLICOS EN SISTEMAS DE ENERGÍA ELÉCTRICA .........................................................................................................................44 5.1. Características de Funcionamiento de los aerogeneradores..........................................44 5.1.1. Parques Eólicos ...................................................................................................44 5.1.2. Generación Distribuida ........................................................................................46 5.1.3. Sistemas de Potencia Híbridos .............................................................................46 5.2. Normas para la interconexión de los parques eólicos al sistema de energía .................46 5.3. Problemas de Integración de los Aerogeneradores .......................................................47 5.3.1. Estudios de Ingeniería ..........................................................................................47 5.3.2. Requerimientos de potencia reactiva ....................................................................48

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5.3.3. Control de voltaje y huecos de tensión .................................................................48 5.3.4. Requerimientos de control de voltaje ante perturbaciones en la red ....................51 CAPÍTULO VI ......................................................................................................................54 6. CONTROL DE VOLTAJE EN LOS AEROGENERADORES ........................................55 6.1. Energía Eólica y el Control de Voltaje .........................................................................55 6.2. Control de Voltaje ........................................................................................................55 6.3. Influencia de la generación eólica sobre la interacción Voltaje-potencia reactiva (V-Q) ................................................................................................................................57 6.4. Capacidad de control de Voltaje de los Aerogeneradores ............................................58 6.4.1. Compensación de potencia reactiva en Aerogenerador de velocidad fija con SCIG......................................................................................................... ............59 6.4.2. Compensación de potencia reactiva en Aerogeneradores de velocidad Variable con DFIG .............................................................................................................62 CAPÍTULO VII .....................................................................................................................65 7. CASOS DE ESTUDIO .....................................................................................................66 7.1. Caso de estudio en Costa Rica sobre el Análisis para la Interconexión de una planta eólica a un sistema de Distribución Eléctrica ..........................................................66 7.1.1. Arranque de los aerogeneradores ........................................................................69 7.1.2. Efectos en el voltaje de los aerogeneradores ante variaciones de velocidad .......70 7.2. Caso de Estudio de Chile en el Análisis Dinámico de la operación de los parques eólicos interconectados al SIC (Sistema Interconectado Central) ...........................73 7.2.1. Resultados de la Simulación .................................................................................74 7.2.2. Conclusiones ........................................................................................................80 7.3. Caso de Estudio en Perú acerca de la determinación de la Capacidad Máxima de Generación Eólica en el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) para el año 2012 .................................................................................................................80 7.3.1. Generador de inducción Jaula de Ardilla ............................................................81 7.3.2. Generador de inducción doblemente alimentado .................................................83 7.3.3. Conclusiones respecto de la tecnología de los Generadores Eólicos ...................84 RESUMEN DE LAS CARACTERÍSTICAS DE AMBOS GENERADORES .....................86 CONCLUSIONES .................................................................................................................88 RECOMENDACIONES ........................................................................................................89

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ANEXOS ...............................................................................................................................90 I. GENERADOR DE INDUCCIÓN ....................................................................................91 a. Concepto de deslizamiento del rotor: ..........................................................................91 b. Curva par - velocidad del generador de inducción ......................................................92 II. SISTEMA ELÉCTRICO DE POTENCIA ........................................................................93 III. TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA .................................94 IV.PARÁMETROS REQUERIDOS POR ENEE DE LOS GENERADORES ......................96 V. ESPECIFICACIONES DEL GENERADOR GAMESA G87-2.0 MW ............................98 Conexión a la red ...............................................................................................................98 Sistema de control ..............................................................................................................99 SIGLAS ...............................................................................................................................100 SÍMBOLOS .........................................................................................................................101 BIBLIOGRAFÍA .................................................................................................................103

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ÍNDICE DE FIGURAS Figura 1. Proceso de metodología empleado ...........................................................................5 Figura 2. Velocidades obtenidas por las torres, en el año 2008 .............................................12 Figura 3. Línea de tiempo de EEHSA ...................................................................................15 Figura 4. Rueda con palas en eje vertical ..............................................................................19 Figura 5. Molino de Pedestal.................................................................................................20 Figura 6. Charles F. Brush y su aerogenerador de 12KW creado a finales del siglo XIX. ....21 Figura 7. Poul la Cour y su Aerogenerador ...........................................................................22 Figura 8. Transformación de la energía mecánica a eléctrica ................................................23 Figura 9. Aerogenerador Gamesa ..........................................................................................24 Figura 10. Curva de potencia de un aerogenerador típico ......................................................24 Figura 11. Esquema de un aerogenerador. .............................................................................25 Figura 12. Potencia Eólica instalada (Global), 1996-2009. ....................................................26 Figura 13. Triángulo de Potencia ...........................................................................................30 Figura 14. Triángulo de potencia para cargas inductivas........................................................32 Figura 15. Triángulo de potencia para cargas capacitivas ......................................................32 Figura 16. Generador de Inducción conectado a la red eléctrica y su triangulo de potencia ..33 Figura 17. Generador de Inducción conectado a la red eléctrica con compensación y su correspondiente triangulo de potencia. .................................................................34 Figura 18. Tipos de Aerogeneradores dependiendo del tipo de generador .............................38 Figura 19. Aerogenerador de velocidad fija ...........................................................................39 Figura 20. Aerogenerador de velocidad variable ....................................................................40 Figura 21. Conexión de un parque eólico a la red. Línea A y B pertenecen a la línea de transmisión ...........................................................................................................43 Figura 22. Hueco trifásico equilibrado del 50% .....................................................................48 Figura 23. Curva tensión-tiempo admisible en el punto de conexión ....................................51 Figura 24. Corriente reactiva admisible (generada o consumida) en aerogeneradores, en función del voltaje en terminales ..........................................................................52 Figura 25. Representación de conexión de un parque eólico mediante un generador equivalente.............................................................................................................56 Figura 26. Dependencia del consumo de potencia reactiva en un generador SCIG ................59 Figura 27. Generador SCIG y capacitores ..............................................................................59 Figura 28. Dependencia de la potencia (a) activa y (b) reactiva de un generador SCIG con la velocidad del rotor y el voltaje en terminales Ut, como referencia. ......................60 Figura 29. Generador DFIG y el convertidor electrónico de potencia ....................................62 Figura 30. Comportamiento de un DFIG................................................................................63 Figura 31. Control del consumo de potencia reactiva en un generador DFIG ........................64

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Figura 32. Voltaje en el punto de interconexión cuando se conecta el parque. En este caso el voltaje cae a valores menores de 0.95 p.u. ............................................................69 Figura 33. Voltaje en el punto de interconexión al conectarse el parque ................................70 Figura 34. Voltaje el punto de interconexión cuando varía la velocidad del viento del PEVC con SCIG. Se da una relación inversamente proporcional. ..................................71 Figura 35. Voltaje en el punto de interconexión cuando varía la velocidad del viento del PEVC con DFIG. Se da una relación inversamente proporcional con una variación mínima. .................................................................................................72 Figura 36. Red utilizada en el estudio de la simulación..........................................................74 Figura 37. Gráfico superior: Tensión en S/E. Gráfico inferior: Tensión en PCC. Velocidad fija, 66 kV, 15 MW ............................................................................................75 Figura 38. Factor de potencia en la S/E. Velocidad fija, 66 kV, 15 MW ................................76 Figura 39. Velocidad del generador. Velocidad fija, 66 kV, 15 MW .....................................77 Figura 40. Gráfico superior: Tensión en S/E. Gráfico inferior: Tensión en PCC. velocidad variable, 66 kV, 15 MW. ......................................................................................78 Figura 41. Factor de potencia en la S/E. Velocidad variable, 66 kV, 15 MW ........................79 Figura 42. Componentes y disposición en un aerogenerador de inducción (SCIG). ...............81 Figura 43. Componentes y disposición en un aerogenerador de inducción doblemente alimentado (DFIG). ..............................................................................................83 Figura I.1 . a) Estator, b) Rotor jaula de ardilla y c) Rotor devanado. ....................................91 Figura I.2 . Curva característica par velocidad del generador.................................................92 Figura III.1 . Representación esquemática del transporte y distribución de la energía. ..........95 Figura IV.1 . Curva de potencia de Gamesa G87 2.0 MW. ....................................................97 Figura V.1 . Partes del generador Gamesa G87-2MW. ..........................................................99

ÍNDICE DE TABLAS Tabla 1. Datos del parque eólico EEHSA ..............................................................................14 Tabla 2. Comparación de ventajas y desventajas de los generadores SCIG y DFIG ..............41 Tabla 3. Comparación entre SCIG y DFIG ............................................................................87 Tabla IV.1. Datos generales del parque eólico. ......................................................................96 Tabla IV.2. Potencia eléctrica versus velocidad de viento del generador de Gamesa G87 2. 0MW ................................................................................................................97

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Técnicas en la Compensación de Potencia Reactiva y Control de Voltaje de Generadores Eólicos

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INTRODUCCIÓN

La realización de la presente monografía, previo a obtener el título de INGENIERO EN ELECTRÓNICA, pretende dar a conocer la importancia de “Técnicas en la Compensación de Potencia Reactiva y Control de Voltaje de Generadores Eólicos”, en parques eólicos. La monografía está orientada hacia el área de energía eólica, ya que la empresa Mesoamerica Energy instalará un parque eólico, que vendrá a representar en Honduras una fuente de conocimientos, ignorados hasta la fecha por la sociedad, puesto que es la primera vez que se cuenta con dicho tipo de generación. La investigación se inicia con los antecedentes de la empresa de Mesoamérica Energy y el parque eólico denominado Energía Eólica de Honduras S.A. EEHSA, luego se da una breve descripción de la energía eólica, tipos de generadores, interconexión de parques eólicos a la red eléctrica, control de voltaje de cada generador, después se observan casos de estudios comparando ambos generadores, al final del informe se encuentran conclusiones, recomendaciones y anexos requeridos para complementar la información.

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PLANTEAMIENTO DEL TEMA Mesoamérica Energy instalará un proyecto de energía renovable y limpia, llamado Energía Eólica de Honduras S. A. EEHSA, el cual abastecerá de energía eléctrica al pueblo hondureño a través de la Empresa Nacional de Energía Eléctrica ENEE. La compensación de potencia reactiva y control de voltaje en Mesoamérica Energy es de suma importancia en la conversión de energía eólica a eléctrica, evitando problemas en el sistema de distribución de energía, según estudios realizados en otros países 1. Dicha conversión de energía de tipo mecánica a eléctrica es posible gracias a la existencia de diferentes tipos de generadores. En el presente informe solamente se analizarán los Generadores de Inducción Jaula de Ardilla (Squirrel Cage Induction Generator, SCIG) y el Generador de Inducción Doblemente Alimentado (Doubly Fed Induction Generator, DFIG), porque son los más utilizados en los parques eólicos a nivel mundial. En los generadores de corriente alterna, una variación de potencia reactiva conlleva una variación de voltaje, es por ello que debe existir control de compensación en ambas tecnologías, evitando perdidas en el sistema al cual se les proporcionará este tipo de energía. La monografía tiene como propósitos analizar, estudiar y comparar los dos sistemas de generación en respuesta a fallas en el sistema eléctrico, y variaciones de velocidad en el viento, además comprobar que Mesoamérica Energy tomó la decisión correcta en utilizar aerogeneradores con tecnología DFIG.

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Países como Costa Rica, Chile y Perú; en el capítulo 7, se observan dichos casos de estudios.

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OBJETIVOS Objetivo General Realizar un estudio, mediante la comparación de las técnicas de compensación de potencia reactiva y control de voltaje, por parte del Generador de Inducción Jaula de Ardilla, SCIG y Generador de Inducción Doblemente Alimentado, DFIG; para emplearlo en el parque eólico EEHSA de Mesoamérica Energy y en otros proyectos similares.

Objetivos específicos Informar de las ventajas y desventajas que poseen los generadores SCIG y DFIG. Identificar que el control de voltaje es de suma importancia para los consumidores conectados a la red eléctrica. Analizar la necesidad de la compensación de potencia reactiva

y

control de voltaje en el parque eólico de Mesoamérica Energy conectado a la red eléctrica de la ENEE. Distinguir el tipo de generador que es más conveniente emplear en la instalación de un parque eólico. Comprender las relaciones velocidad del viento, potencia y voltaje en los aerogeneradores de parques eólicos. Analizar las respuestas de ambas tecnologías de generadores, ante perturbaciones en el viento y en la red. Estudiar las normativas internacionales acerca de las integraciones de parques eólicos a los sistemas eléctricos. Comprender estudios realizados por países como Costa Rica, Chile y Perú, acerca de dichas tecnologías de generadores. 3

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JUSTIFICACIÓN DEL TEMA El motivo de realizar esta monografía acerca de energía eólica es porque en Honduras es la primera vez que cuenta con un proyecto de gran magnitud en cuanto al uso de tecnología moderna y utilización del viento como fuente principal de energía, resultando un incentivo hacia la implementación de energías renovables en nuestro país. El objetivo de la monografía es presentar información mediante la comparación entre las tecnologías de generadores, SCIG y DFIG; que sirva de base para la toma de decisiones en proyectos similares en relación a la investigación técnica e información obtenida de la Empresa Mesoamérica y otros proyectos dentro de la región de Centro América. Constatar que el aerogenerador, con tecnología DFIG2 seleccionado por la Empresa EEHSA es capaz de suplir las necesidades del parque eólico en nuestro país, en base a su construcción y comportamiento.

DELIMITACIÓN DEL TEMA La monografía se desarrollará en el proyecto de energía Eólica de Honduras S. A. EEHSA, subsidiaria de Mesoamérica Energy. Éste proyecto de desarrollo eólico de 100 megavatios, se ubica en Honduras. Las técnicas de compensación de potencia reactiva y control de voltaje, construcción

y comportamiento,

serán analizados en los tipos

de

generadores de inducción jaula de ardilla SCIG y los doblemente alimentados DFIG, ya que son los más utilizados en los aerogeneradores de los parques eólicos modernos. 2

Ver anexos IV y V para más información del aerogenerador que se utilizará en EEHSA.

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METODOLOGÍA Para la elaboración de la presente monografía se hizo uso de la investigación de compilación, la cual consiste en obtener información acerca del objeto de estudio del tema y posteriormente desarrollar un informe relacionado con dicho tema. La recopilación de información se hizo a través de entrevistas personales y telefónicas, al personal de Mesoamérica para conocer acerca del proyecto, y de la empresa en las oficinas de Santa Ana y Tegucigalpa. También se obtuvo información necesaria, para la elaboración del marco teórico y la investigación de casos de estudio en otros países, por medio de consultas en diferentes libros, revistas, informes y páginas Web. Se recolecta toda la información necesaria referente al tema, después se selecciona la que posee mayor relevancia, seguidamente se analiza y se verifica dicha información, para obtener conclusiones y así formular el documento final. Para el desarrollo de la presente investigación se realizó el siguiente procedimiento como se muestra en la figura 1:

Figura 1. Proceso de metodología empleado 5

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CAPÍTULO I

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1. ANTECEDENTES DE LA EMPRESA

1.1. Mesoamérica Energy Mesoamérica Energy3 es una compañía que se dedica a la construcción y operación de proyectos de energía renovable en Centroamérica y en las regiones vecinas. La compañía fue fundada por el grupo Mesoamérica, para invertir

en

proyectos

de

energía

renovable.

Los

inversionistas

de

Mesoamérica Energy son grupos regionales de negocios bien establecidos, que se han unido para aprovechar las oportunidades que se presentan en el sector energético regional (Mesoamerica Energy, 2010).

1.2. Misión y visión de Mesoamérica Energy Misión: Mesoamérica Energy es una empresa líder en promover, desarrollar y operar proyectos de energía renovable en la región centroamericana. Manteniendo el rol de liderazgo a través de: Desarrollo completo de proyectos de alta calidad. Promover con ética políticas sostenibles. Uso de tecnología comprobada y aceptada con alta nivel de ingeniería. Operación, organización y mantenimiento de clase mundial. Responsabilidad social y ambiental Creación de empleo.

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Para mayor información visite: www.mesoamericaenergy.com

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Visión: Anticipar 200 megavatios en proyectos de energía eólica, en la cartera de desarrollo en etapa de operación comercial en los próximos 5 años. Mantener una cartera de proyectos de calidad en diferentes fases de desarrollo. Desarrollo de personal más calificado y con experiencia adicional para ampliar las habilidades de la empresa. Expandir la operación, organización y mantenimiento para alcanzar el crecimiento del equipo.

1.3. Participación Comunitaria Mesoamérica Energy está comprometida con el desarrollo de las comunidades donde tiene operaciones. Los proyectos generan empleo sostenible, capacitación y prosperidad económica en las áreas vecinas. Además de las contribuciones hechas por cada uno de los proyectos de Mesoamérica Energy a sus comunidades, Mesoamérica apoya el desarrollo de la región a través de la Fundación Mesoamérica4.

1.4. Desarrollo de Proyectos El equipo profesional ha evaluado varios miles de megavatios de proyectos potenciales en la región centroamericana, abarcando todas las etapas de desarrollo

y

una

variedad

de

ubicaciones

y

aplicaciones

eólicas,

hidroeléctricas, geotérmicas y algunas térmicas.

4

Fundación Mesoamérica es encargada de ayudar en la educación de las comunidades cercanas al proyecto, como los municipios de Santa Ana y San Buenaventura.

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Los proyectos de Mesoamérica Energy son los siguientes: 1.4.1. PESRL en Costa Rica Actualmente la compañía es propietaria y opera Plantas Eólicas,

Sociedad

de

Responsabilidad

Limitada

(PESRL), un proyecto de energía eólica de 23 megavatios en Costa Rica. El proyecto fue el primer proyecto eólico, a escala comercial, construído en Latinoamérica; y continúa generando bajo un contrato de 20 MW con el Instituto Costarricense de Electricidad ICE, el equipo de operaciones continúa manteniendo más de 95% de disponibilidad5 y factores de capacidad6 sobre el 40%. 1.4.2. Cinética en Nicaragua En el 2006, Mesoamérica Energy adquirió CINETICA, S.A., una empresa nicaragüense, fundada en el año 2004 para desarrollar proyectos eólicos en ese país. A través de CINETICA, se adquirieron los derechos a varios proyectos en fase de desarrollo, y se han iniciado varios más con una potencia combinada de más de 100MW. 1.4.3. Cerro de Hula en Honduras Este proyecto de desarrollo eólico de 100 megavatios se ubica en Honduras, 20 km al sur de Tegucigalpa, en las municipalidades de Santa Ana y San Buenaventura. Planea iniciar la construcción del parque, en este año 2010. 5 6

A pesar de que se construyó en 1996 Factor de Capacidad es la relación entre la potencia generada y la potencia nominal del parque y debe ser mayor del 20%

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1.5. Proyecto Cerro de Hula, Honduras Proyecto

eólico

cerro

de

Hula

(también

conocido

como

Proyecto

Eoloeléctrico Honduras 2000), nació en 1995, cuando la entonces, Secretaría de Comunicaciones, Obras Públicas y Transporte (SECOPT 7) firmó un Convenio de Entendimiento con la empresa Zond Internacional, con el objetivo de realizar los estudios correspondientes (Energy, 2008). Esta generación se caracteriza con la particularidad de suplir energía esencialmente en el tiempo de verano, permitiendo así al sistema interconectado recuperar o ahorrar agua y minimizar el consumo de energía producida por las plantas térmicas. En febrero del 2001, el Congreso Nacional de Honduras emitió el Decreto No9-2001, publicado el 21 de mayo del 2001, en el que declara al Proyecto Eoloeléctrico Honduras 2000, como proyecto piloto privado; asegurando en el mismo la obligación de la ENEE8 en comprar toda la energía generada por el parque eólico, y asegurando todos los incentivos aplicables a proyectos de energía renovable. El 2 de julio del 2008, se publicó el Decreto Ejecutivo No PCM-016-2008, en la que se autoriza a la ENEE a comprar la energía generada por el proyecto, con una capacidad máxima de 100 MW (Energy, 2008). En Mayo del 2005, una subsidiaria de Mesoamérica Energy adquirió la empresa Zond de Honduras, junto con todos sus activos, incluyendo los trabajos y estudios realizados para el Proyecto Eoloeléctrico Honduras 2000, desde 1996 hasta la fecha.

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Ahora, Secretaría de Obras Públicas, Transporte y Vivienda, SOPTRAVI. Organismo autónomo encargado de la producción, transmisión y comercialización de la energía eléctrica en Honduras

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Para continuar con los estudios iniciados por Zond de Honduras, Mesoamérica Energy estableció la empresa Energía Eólica de Honduras, S.A. (EEHSA) con el fin de construir y operar este proyecto y llevar adelante los arreglos legales pertinentes. EEHSA, es una sociedad anónima de capital fijo, inscrita en el Registro de la Propiedad Mercantil de Francisco Morazán en Honduras con el No80, bajo el Tomo 588. En la promulgación del Decreto Ejecutivo PCM-016-2008, el Presidente de la República y en Consejo de Ministros, autorizan a la ENEE a comprar la energía generada por el proyecto, con una capacidad de hasta 100 MW, dicho contrato fue firmado por ambas partes el uno de octubre del 2008.

1.5.1. Objetivos del proyecto a nivel nacional El Proyecto Eoloeléctrico de Honduras tiene como objetivo el construir un parque de generación eléctrica que capture la energía del viento y la transforme en electricidad, con una potencia instalada mínima de 60 MW y máxima de 100 MW de capacidad total. La central estará conectada al Sistema Interconectado Nacional (SIN9) de la ENEE.

En resumen, este

proyecto pretende: Producir energía limpia por medio del viento. Diversificar las fuentes de energía presentes en el SIN, disminuyendo la dependencia en la generación térmica y complementando la generación hidroeléctrica. Ahorrar divisas al país con la disminución del uso de combustibles fósiles para generación eléctrica. 9

Red que transporta y distribuye la electricidad, desde las centrales generadoras hasta los consumidores.

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Aprovechar el recurso nacional para el desarrollo, tanto a nivel de las comunidades locales, como a nivel nacional y apoyar las gestiones del país en sus esfuerzos del desarrollo sostenible.

1.5.2. Estudio y Evaluación del recurso: Avances del Estudio de Factibilidad A.- Estudios de viento Durante el año 2008, se realizaron mediciones en los diferentes sitios de Santa Ana y San Buenaventura, con 6 torres de medición en la zona; todas estas torres cuentan con diferentes equipos de medición, anemómetros horizontales y algunos verticales, para medir la velocidad del viento; veletas, para medir la dirección; sensores de temperatura, así como 2 luminarias por torre, con el fin de cumplir con las normas técnicas de aviación civil y según las normas internacionales en relación al tema. En la figura 2 muestra el promedio de los datos de velocidad máxima para el primer cuatrimestre del año 2008.

Figura 2. Velocidades obtenidas por las torres, en el año 2008 Fuente: (Energy, 2008)

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B.- Situación de tierras Durante este período ha continuado la obtención de los predios necesarios para asegurar la instalación de las turbinas y acceso a las mismas, en el Municipio de Santa Ana y San Buenaventura. Al 31 de julio del 2008, EEHSA, negoció con alrededor de 140 parceleros, dueños de las 210 parcelas necesarias dentro de los Municipios de Santa Ana y San Buenaventura. Se cuenta para estos terrenos con información de sus dueños, estatus del terreno y documentos necesarios.

C.- Coordinación con ENEE: Estudios de interconexión y aspectos comerciales EEHSA y Mesoamérica Energy, bajaron el precio ofertado en diciembre del 2007; en esa oportunidad la oferta presentada fue de US$107.5 por MWh y actualmente es de US$105 por MWh, pese a que el equipo (que representa cerca del 75% de la inversión inicial) ha aumentado considerablemente, desde la última oferta recibida en octubre del 2007.

Esta reducción del

precio, se basó con el consentimiento de los inversionistas en continuar con el proyecto, sacrificando la tasa de retorno esperada (Mesoamerica Energy, 2010). Por su parte, EEHSA y Mesoamérica Energy, se encuentran realizando estudios técnicos que faciliten la construcción del parque, como: estudios topográficos, estudios de interconexión, inyección al sistema SIN de los 100 MW, actualización del estudio ambiental a los 100 MW, ampliación y/o aseguramiento de la zona del permiso de exploración; diseño final de la ubicación de turbinas, accesos a los sitios, transporte del equipo desde los puertos al sitio y edificio de operaciones, entre otros.

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1.5.3. Datos básicos del parque Eólico de Energía Eólica de Honduras: Capacidad a

100.5 MW

instalar Tipo

Producción de energía eléctrica por fuentes eólicas

Equipo

51 turbinas

Inversión

Más de $250,000,000.00

Ubicación

Municipios de Santa Ana y San Buenaventura, Departamento de Francisco Morazán (al sur de Tegucigalpa, Honduras)

Tabla 1. Datos del parque eólico EEHSA Fuente: (Mesoamerica Energy, 2010)

El parque eólico de 51 aerogeneradores se ubicará en los municipios de Santa Ana y San Buenaventura, en el departamento de Francisco Morazán, aproximadamente

20

kilómetros

al

sur

de

Tegucigalpa,

Honduras.

Específicamente, a lo largo de El Cerro de Hula hasta la parte de la Montaña de Izopo. Este será el proyecto eólico más grande en Centroamérica y uno de los más grandes de Latinoamérica, con una inversión superior a US$ 250 millones para completarlo. Se estima que la construcción dure 18 meses a partir del cierre financiero y que el parque esté operando en el tercer trimestre de 2011, como se muestra en la figura 3. (Mesoamerica Energy, 2010).

14

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Figura 3. Línea de tiempo de EEHSA Fuente: (Energy M. , 2010)

Por su parte, la Secretaría de Recursos Naturales y Ambiente (SERNA) firmó con EEHSA el 30 de septiembre del 2008, el Contrato para la autorización de construcción y operación, así como concesión del recurso eólico en la zona dentro de los Municipios de Santa Ana y San Buenaventura en el Departamento de Francisco Morazán (Energy, 2008). EEHSA inició a mediados de 2009 el proceso de obtención de financiamiento bancario y actualmente se encuentra en proceso de análisis y aprobación. El Proyecto Eólico Cerro de Hula traerá grandes beneficios tanto para las comunidades locales en Santa Ana y San Buenaventura, como para Honduras en general, mediante: Apoyo a los vecinos del proyecto para mejorar y formalizar su tenencia de tierras Apoyo a las municipalidades en proyectos de desarrollo para temas de educación, salud e infraestructura Nuevas fuentes de trabajo otros.

15

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1.6. Análisis FODA (Fortalezas, Oportunidades, Debilidades y Amenazas) del Proyecto de EEHSA.

Fortalezas (F) Mesoamerica Energy adquirió todas las investigaciones realizadas por otras empresas en años anteriores, como los datos de viento, estudios de factibilidad, derechos de desarrollo y contratos de terrenos. Tendrá una potencia instalada mínima de 60 MW y logrará alcanzar los 100 MW de capacidad total. La central operará con una fuente renovable, como es la energía eólica, y estará conectada al Sistema Interconectado Nacional (SIN) de la ENEE. Representa una de las diferentes fuentes de energía conectadas en el SIN, disminuyendo la dependencia en la generación térmica y complementando la generación hidroeléctrica. Ahorrar divisas al país con la disminución del uso de combustibles fósiles para generación eléctrica. Aprovechar el recurso nacional para el desarrollo, tanto a nivel de las comunidades locales, como a nivel nacional. Apoyar las gestiones del país en sus esfuerzos del Desarrollo Sostenible.

Oportunidades (O) La Secretaría de Recursos Naturales y Ambiente (SERNA) firmó con EEHSA, el Contrato de Operación para la autorización de construcción y operación.

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Actualmente la energía de Honduras es altamente dependiente de los combustibles fósiles (petróleo y sus derivados) más del 75%, además se estima que el 36% de la población no cuenta todavía con acceso a electricidad, mayormente en el área rural. Se conoce que el crecimiento de la demanda de energía eléctrica en Honduras se ubica en un promedio del 7% anual para los próximos 10 años. La ejecución de este proyecto permitirá al país ser pionero en la región, al contar con la central eólica más grande que se haya construido en América Latina. En la generación de electricidad mediante energía eólica no hay emisiones de dióxido de carbono, durante el funcionamiento de los aerogeneradores. Congreso Nacional de Honduras emitió el Decreto en cual declara al Proyecto Eoloeléctrico de EEHSA, como proyecto piloto privado; asegurando obligación de la ENEE en comprar toda la energía generada por el parque eólico.

Debilidades (D) Requiere una gran inversión superior a US$ 250 millones para completarlo. EEHSA y Mesoamerica Energy, bajó el precio de US$ 107.5 por MWh a US$ 105 por MWh, y el costo del equipo a instalar sigue aumentando a medida que transcurre el tiempo.

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Amenazas (A) La generación de energía eólica produce impactos sobre la avifauna, los aerogeneradores y el tendido eléctrico, afectan al hábitat y costumbres de las aves, provocando su mortalidad de las mismas al chocar contra los rotores y las estructuras de las turbinas. Las comunidades cercanas se verán afectadas por el ruido. Durante el funcionamiento del parque eólico, la circulación de vehículos para mantenimiento de las instalaciones y el propio funcionamiento de los aerogeneradores, producen ruido. El sonido producido por las turbinas de viento tiene un origen aerodinámico (el viento sobre las aspas); y mecánico (motores y ventiladores de refrigeración). En los sitios cercanos al proyecto, desde el punto de vista estético, la energía eólica puede producir una alteración sobre el paisaje.

18

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CAPÍTULO II

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2. ENERGÍA EÓLICA 2.1. Historia de la Energía Eólica La energía eólica es la que proviene de la energía cinética del viento y que puede ser aprovechada directamente o ser transformada en energía eléctrica. El uso de la energía eólica no es una tecnología novedosa, se basa en el redescubrimiento de una larga utilización de sistemas eólicos10 antiguos. No se establece con claridad el desarrollo histórico de los sistemas de conversión de energía eólica, sólo se identifican los importantes papeles que desempeña la energía eólica en el pasado (Olade, 2010). La historia se remonta cuando los egipcios construyeron barcos hace al menos cinco mil años para navegar, después, los griegos construyeron máquinas que funcionaban con el viento como motor de las embarcaciones. Otras fuentes históricas, indican que

unos cuantos años más tarde, los

chinos también usaban la energía del viento para el bombeo de agua en sus campos de arroz (FOCER, 2002). Utilizando molinos de viento como el que se muestra en la siguiente figura 4.

Figura 4. Rueda con palas en eje vertical Fuente: Olade (2010). 10

El término eólico viene del latín Aeolicus, perteneciente o relativo a Eolo, Dios de los vientos en la mitología griega.

20

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Algunos países de Europa utilizaron molinos de viento pero de eje horizontal en el año 1180. Este tipo de molinos rápidamente se diseminó en todo el Norte y Este de Europa como Finlandia y Rusia. También se desarrollaron numerosos molinos de pedestal (véase figura 5), en Alemania durante el siglo XIII.

Figura 5. Molino de Pedestal Fuente: Olade (2010)

Durante los primeros años del siglo veinte, pequeños molinos eólicos servían para el bombeo de agua y generación eléctrica en Europa, Norteamérica y otros lugares. Posteriormente, se empezaron a construir sistemas más grandes para la generación de energía eléctrica. Sin embargo, debido a una mayor oferta de combustibles fósiles para generación de electricidad (como carbón mineral y petróleo) y aplicaciones industriales, se frenó fuertemente su desarrollo en el siglo pasado. En los años setenta, el aumento de los precios de los combustibles fósiles estimuló la generación de la energía eólica como una fuente alternativa económicamente viable. En todo el mundo surgieron programas de investigación y desarrollo que resultaron en sistemas eólicos modernos con costos cada vez más bajos. Hoy en día es destacable la explotación del recurso eólico que efectúan países como Estados Unidos, Dinamarca, Alemania, Holanda, España, India y China entre muchos otros.

21

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2.1.1. Generación de Energía Eléctrica El dispositivo que se utiliza para aprovechar la energía contenida en el viento y transformarla en eléctrica es la turbina eólica. Una turbina obtiene su potencia de entrada mediante las palas, convirtiendo la energía cinética del viento en una fuerza de giro (par11), el cual actúa sobre su rotor. Para la producción de electricidad, la energía rotacional es convertida en eléctrica por el generador de la turbina eólica; llamado en este caso como aerogenerador (FOCER, 2002).

2.1.2. Inicios de los aerogeneradores eléctricos Como se mencionó anteriormente, en los inicios de 1900, los molinos de viento se utilizaron típicamente para la molienda y bombeo de agua. La utilización de la energía eólica para la generación de electricidad nace en 1887 cuando Charles F. Brush (1849-1929), uno de los fundadores de la industria eléctrica americana, construye la primera turbina eólica para generación de electricidad, la cual se muestra en la figura 6, véase que posee muchas palas. (Olade, 2010).

Figura 6. Charles F. Brush y su aerogenerador de 12KW creado a finales del siglo XIX.

11

Fuerza con un sentido de giro circular, que mueve al rotor del generador.

22

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El meteorólogo Danés Poul la Cour (1846-1908) fue el iniciador de los modernos aerogeneradores como el mostrado en la figura 7 y fue uno de los pioneros de la aerodinámica moderna. Poul la Cour establece que las turbinas eólicas de giro rápido con pocas palas en el rotor son más eficientes para la producción de electricidad.

Figura 7. Poul la Cour y su Aerogenerador

2.2. Proceso de transformación de Energía mecánica a Eléctrica Las turbinas eólicas capturan la potencia del viento mediante palas que son aerodinámicamente diseñadas y realizan la conversión en energía mecánica de rotación. La forma más eficiente para convertir la potencia de baja a alta velocidad, es usar una caja de engranajes12 y un generador con velocidad estándar. La caja de engranes adapta la baja velocidad del rotor de la turbina a la alta velocidad del generador. El generador convierte la energía mecánica en energía eléctrica y ésta es alimentada a red eléctrica mediante el uso de convertidores para cambiar el voltaje a la frecuencia deseada

y

transformadores para elevar el nivel de voltaje para la transmisión (Olade, 2010). Este proceso se describe en la figura 8. 12

La caja de engranajes incrementa la velocidad de rotación del eje proveniente del rotor

23

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Figura 8. Transformación de la energía mecánica a eléctrica

2.3. Aerogeneradores modernos En la década de 1980 nace la industria eoloeléctrica moderna. Con la tecnología actual, la capacidad, la eficacia e impacto visual han mejorado enormemente. El avance más significativo es el aumento en la capacidad de generación eléctrica y el incremento en la eficiencia de la conversión de la energía eólica. Los primeros aerogeneradores presentaban capacidades de apenas 25 kilowatts (KW) hace veinticinco años y actualmente la gama comercial es típicamente a partir de 750 KW hasta 2,500 KW (2.5 MW). (Greenpeace, 2010).

2.3.1. Aerogenerador de eje horizontal La mayor parte de la tecnología habla de aerogeneradores de eje horizontal. Todos los aerogeneradores comerciales conectados a la red se construyen actualmente con un rotor de eje horizontal, con el objetivo que el rotor convierta el movimiento lineal del viento en energía rotacional, para ser utilizada por el generador. En la figura 9 se muestra un aerogenerador de eje horizontal y en la figura 10 se observa la curva de potencia en función de la velocidad.

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Figura 9. Aerogenerador Gamesa Fuente: Gamesa.(s.f.)

Figura 10. Curva de potencia de un aerogenerador típico13. Fuente: CFE, C.F. (2010).

13

La curva de potencia de un aerogenerador es un gráfico que indica cuál será la potencia eléctrica disponible en el aerogenerador a diferentes velocidades del viento. la velocidad de arranque de un aerogenerador puede estar entre 3 y 4 m/s y la velocidad de paro, no rebasa por lo general los 25 m/s.

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2.3.2. Esquema y descripción de las partes de un aerogenerador En la figura 11, se muestra el esquema de un aerogenerador, a continuación se da una breve descripción de sus partes: 1. Base de hormigón u otro material para la sujeción del aerogenerador. 2. Salida de la electricidad producida para su envío a la red eléctrica. 3. Torre del aerogenerador. Cuando mayor

sea

su

altura

más

posibilidades existen de alcanzar vientos de mayor velocidad. 4. Escalera interior de acceso a la góndola y resto de componentes para su inspección y mantenimiento. 5. Sistema de orientación, según la fuerza del viento. 6. Góndola donde se incluyen equipos Figura 11. Esquema de un aerogenerador.

del aerogenerador. 7. Generador, que es el produce la electricidad a partir de la energía

Fuente: Cuytronic. (s.f.).

mecánica de las palas. 8.

Anemómetro

para

conocer

la

velocidad y dirección del viento en todo momento. 9.

Freno de control del aerogenerador.

10. Caja de engranajes. 11. Palas, normalmente los aerogeneradores tienen tres palas. 12. Inclinación variable de la pala. 13. Rueda del rotor.

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2.4. Estado actual de la Energía Eólica “En el año 2009 la capacidad instalada mundial se amplió en 37,101 MW. Este incremento representó un crecimiento anual del 31%, representando el máximo crecimiento en los últimos 7 años. Para una industria pesada es una tasa de crecimiento muy alta, ningún otro sector industrial puede mostrar tasas de crecimiento similares” (Greenpeace, 2010, pag. 2). Las razones que impulsan al uso del recurso eólico son: la caída de sus costos, desarrollo tecnológico, la creciente preocupación por el cambio climático y el diseño de políticas de apoyo a la actividad por parte de los gobiernos de diferentes países 14 ya sea por razones ambientales como por razones de seguridad e independencia energética. En la figura 12, se muestra el crecimiento a nivel mundial de la energía eólica.

Figura 12. Potencia Eólica instalada (Global), 1996-2009. Fuente: Sawyer, S. (2010).

14

Como Estados Unidos, Alemania, China, España, India, Italia, Francia, Dinamarca, Brasil, México y otros.

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CAPÍTULO III

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3. FUNDAMENTOS TEÓRICOS 3.1. Tipos de Cargas conectadas a los sistemas eléctricos Existen 3 tipos de Cargas en Circuitos Eléctricos: Simbolo

Descripción Resistiva • No existe desfasamiento entre voltje y corriente • Ejemplos: Hornos electricos, alumbrado incandescente, planchas, calefactores, etc.

Capacitiva • La corriente se adelanta 90 grados con respecto al voltaje • Ejemplos: bancos de capacitores, motores síncronos, etc. Inductiva • La corriente se atrasa 90 grados con respecto al voltaje • Ejemplos: Motores de Induccion, transformadores, maquinas soldadoras, alumbrado fluorescente, etc.

3.2. Impedancia, resistencia y reactancia La impedancia Z de un circuito eléctrico resulta de la relación entre el voltaje aplicado V, en voltios y de la corriente I, en amperios.

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En corriente alterna la impedancia Z consta de una parte real llamada Resistencia R y de una parte imaginaria llamada Reactancia X. La reactancia puede ser de dos tipos, inductiva (XL) y capacitiva (XC). La reactancia inductiva está determinada por la inductancia del circuito y la reactancia capacitiva está determinada por la capacitancia del circuito. La reactancia inductiva tiene la característica de retrasar 15 la señal de corriente con respecto al voltaje, debido a que la inductancia es la propiedad eléctrica de almacenar corriente en un campo magnético, que se opone a cualquier cambio de corriente, y la reactancia capacitiva tiene la característica de adelantar16 la corriente con respecto al voltaje, debido a que la capacitancia es la propiedad eléctrica que permite almacenar energía por medio de un campo eléctrico y de liberar ésta energía posteriormente.

3.3. Potencia Aparente, Activa y Reactiva La potencia es la capacidad de producir o demandar energía por unidad de tiempo, en un equipo eléctrico como los generadores. Tipos de Potencia En todo circuito eléctrico, para el funcionamiento de los diferentes equipos en corriente alterna, se encuentran presentes los siguientes tipos de potencia: Potencia aparente S Se define como el producto del voltaje a través de la carga y la corriente en la carga. Ésta es la potencia que “parece” ser

15 , 14

En noventa grados, dependiendo si la reactancia es capacitiva o inductiva.

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suministrada a la carga si se ignoran las diferencias de ángulo de fase entre el voltaje y la corriente, se expresa en VA17. Potencia reactiva Q La potencia reactiva representa la energía que primero se almacena y luego se libera en el campo magnético de un inductor, o en el campo eléctrico de un capacitor. Continuamente se está intercambiando con la red eléctrica sin significar un consumo de potencia útil o activa, se expresa en VAR18. (Chapman, 2005) Potencia activa P Es la potencia realmente consumida por el equipo, la cual se convierte en trabajo útil (movimiento, calor, etc.). Su unidad es WATTS.

3.4. Triángulo de potencia Las potencias reales, reactivas y aparentes suministradas a una carga se relacionan por medio del triángulo de potencia. En la figura 13, se muestra el triángulo de potencia. El ángulo en la esquina inferior izquierda es el ángulo de impedancia . El lado adyacente a este triángulo es la potencia real P, el lado opuesto del triángulo es la potencia reactiva Q y la hipotenusa del triángulo es la potencia aparente S de la carga (Chapman, 2005).

Figura 13. Triángulo de Potencia 17 18

Volt Amperes Volt Amperes Reactivos

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Normalmente, la cantidad

2010

se conoce como el factor de potencia (F.p.)

de una carga. Éste se define como la fracción de la potencia aparente S que en realidad suministra potencia real 19 a la carga. Entonces: Donde

es el ángulo de impedancia de la carga.

El factor de potencia expresa el desfasamiento de la corriente con relación al voltaje y es utilizado como indicador del correcto aprovechamiento de la energía eléctrica, el cual puede tomar valores entre 0 y 1, siendo la unidad el valor máximo de F.p. y por tanto el mejor aprovechamiento de energía. El F.p. depende del tipo de carga: En las cargas resistivas , el voltaje y la corriente están en fase, en este caso, se tiene un factor de potencia unitario En las cargas inductivas como los motores, generadores y transformadores, la corriente se encuentra retrasada respecto al voltaje. En este caso se tiene un factor de potencia retrasado. En las cargas capacitivas como los condensadores, la corriente se encuentra adelantada respecto al voltaje. En este caso se tiene un factor de potencia adelantado.

Los tres tipos de potencia se pueden relacionar en el dominio vectorial mediante: Con: Potencia reactiva: 19

para cargas inductivas y

para cargas capacitivas.

De la fórmula se obtiene que la potencia real entregada a la carga es sólo una fracción de la potencia aparente, resultando igual a: P=S Cos θ

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Para una carga inductiva, el vector de potencia

2010

como se muestra en la

figura 14, está definido por: Para una carga capacitiva, el vector de potencia

como se muestra en la

figura 15, está definido por:

Figura 14. Triángulo de potencia para cargas inductivas

Figura 15. Triángulo de potencia para cargas capacitivas

Si una red tiene tanto elementos capacitivos como inductivos, el componente reactivo del triángulo de potencia estará determinado por la diferencia entre la potencia reactiva entregada a cada uno.

3.5. Compensación de potencia Reactiva Todos los equipos que están constituidos por devanados o bobinas, tales como los generadores, necesitan potencia reactiva para establecer campos magnéticos necesarios para su operación. La potencia reactiva produce un desfase entre el voltaje y la corriente, si no existiera la corriente reactiva, el voltaje y la corriente estarían en fase y el factor de potencia seria la unidad, como en el caso de cargas resistivas (Vázquez, 2008).

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El desfase entre las ondas de voltaje y corriente, producido por la potencia reactiva inductiva se anula con el uso de capacitores de potencia, lo que hace que el funcionamiento del sistema sea más eficaz y, por lo tanto, requiera menos corriente, lo que técnicamente se denomina con el nombre de compensación de potencia reactiva. En las siguientes figuras se muestra un ejemplo de compensación de potencia reactiva. Para el primer caso, la figura 16 corresponde a un generador de inducción sin ninguna compensación, obteniendo la corriente de magnetización de la red eléctrica y el segundo caso en la figura 17, muestra el mismo generador pero compensando la potencia reactiva mediante la conexión de un capacitor, el cual proporciona la corriente de magnetización, resultando un factor de potencia unitario (porque no existe desfase entre el voltaje y corriente) F.p.=

. (Atlantico, 2006).

Figura 16. Generador de Inducción conectado a la red eléctrica y su triángulo de potencia

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2010

Figura 17. Generador de Inducción conectado a la red eléctrica con compensación y su correspondiente triángulo de potencia.

3.5.1. Efectos de un bajo factor de potencia: Aumento del costo de suministro de la potencia activa por parte de la compañía de energía eléctrica, al tener que transmitir más corriente, y dicho costo se le cobra directamente al consumidor industrial. Incremento de las pérdidas como la potencia que se pierde por calentamiento, provocada por la corriente y la resistencia de los equipos (bobinados de generadores y transformadores, conductores de los circuitos de distribución, etc.). Sobrecarga en los generadores, transformadores y líneas de distribución dentro de la misma planta industrial, reduciendo su vida útil Reduce el voltaje de la planta, cuando se consume corriente reactiva de las líneas de alimentación, el factor de potencia se reduce, la corriente total de la línea aumenta, debido a la mayor corriente reactiva que circula, causando mayor caída de voltaje a través de la resistencia de la línea de transmisión de corriente

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En el caso de los Generadores: Si tienen que proporcionar la corriente reactiva requerida por aparatos de inducción conectados a él, su capacidad productiva se ve grandemente reducida, Una reducción en el factor de potencia causa una reducción en la potencia de salida (Atlantico, 2006).

3.5.2. Ventajas de la corrección del factor de potencia Un menor costo de energía eléctrica. Al mejorar el factor de potencia no se tiene que pagar penalizaciones a la compañía de energía eléctrica. Mejora en la calidad del voltaje. Al disminuir las potencias reactivas y perdidas en los equipos, se reducen las caídas de tensión Aumento de la disponibilidad de potencia de transformadores, líneas y generadores. Aumento de la vida útil de las instalaciones.

3.6. Valores presentados en Cantidades por Unidad P.U. y en Porcentaje % En los sistemas de potencia se operan a niveles en los que el Kilovolt (KV) es la unidad más conveniente para expresar sus voltajes. Debido a que se transmite una gran cantidad de potencia, los términos comunes son los kilowatts

(KW),

megawatts

(MW)

y

los

kilovoltamperes

(KVA)

o

megavoltamperes (MVA).

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2010

Sin embargo estas cantidades, al igual que los amperes y los ohms, se expresan frecuentemente en por ciento o por unidad p.u.20 de un valor base o de referencia especificado. Por ejemplo, si se selecciona una base de voltaje de 120 KV, los voltajes de 108, 120 y 126 KV equivaldrán a 0.90, 1.00 y 1.05 por unidad o a 90,100 y 105 %, respectivamente. El valor por unidad de cualquier cantidad se define como la relación de la cantidad real a su base y se expresa como un decimal. La relación en porcentaje es 100 veces el valor por unidad. Ambos métodos de cálculo, porcentual y por unidad, son simples y brindan más información que los volts, los amperes y los ohms reales (John J. Grainger, 1996).

20

En el capítulo 7, los voltajes y demás cantidades que se muestran en los gráficos son presentados en el sistema p.u.

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CAPÍTULO IV

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4. AEROGENERADORES 4.1. Distintas Tecnologías de Generación Eólica Los aerogeneradores utilizados actualmente para la transformación de energía eólica en eléctrica no incorporan una tecnología uniforme ya que existen varios tipos, los cuales implementan distintos mecanismos y tecnologías de generación. Por ejemplo, utilizan generadores síncronos y generadores de inducción o asíncronos (Arnaud, 2008), como se observa en la figura 18. Tipos de Aerogeneradores

Velocidad Fija

Generador de Inducción Jaula de Ardilla

Velocidad Variable

Generador de Inducción Doblemente Alimentado

Generador Sincrono o de Inducción con Desacoplador Dinamico

Figura 18. Tipos de Aerogeneradores dependiendo del tipo de generador.

Cada tecnología de generación presenta sus ventajas y desventajas en distintos aspectos tales como su costo, mecanismos de control, calidad, etc. En el presente documento solamente se tratarán los generadores de inducción jaula de ardilla, SCIG y el generador de inducción doblemente alimentado, DFIG, debido a que son los más utilizados en las instalaciones de parques eólicos.

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4.2. Tipos de tecnologías en Aerogeneradores La gran mayoría de los aerogeneradores que se están instalando utilizan uno de los dos principales tipos de sistema de conversión de energía mecánica a eléctrica, como los siguientes: Generador de Inducción Jaula de Ardilla (SCIG) Generador de Inducción Doblemente alimentado (DFIG)

4.2.1. Generador de Inducción Jaula de Ardilla (SCIG) El primer tipo de aerogeneradores es de construcción relativamente simple y robusta. La turbina eólica es conectada mediante una caja de engranajes al generador SCIG, dicho generador es necesario para convertir la energía mecánica en eléctrica. La corrección del factor de potencia del generador se realiza mediante un banco de capacitores como se ilustra en la figura 19.

Figura 19. Aerogenerador de velocidad fija Nota: U = voltaje; I = corriente; subíndice s, r, c, del estator, rotor y convertidor, respectivamente.

El deslizamiento21 conocido como la velocidad del generador, varía muy poco con la cantidad de energía generada, siendo estas variaciones de velocidad del 1%, por lo que este tipo de tecnología normalmente es conocida como aerogeneradores de velocidad constante o velocidad fija. 21

Ver anexos I, para más información

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4.2.2. Generador de inducción doblemente alimentado (DFIG) El segundo tipo utiliza un generador de inducción doblemente alimentado compuesto por un generador de inducción con rotor devanado22 en lugar de un generador de inducción jaula de ardilla. Los aerogeneradores con DFIG están siendo utilizados ampliamente en la actualidad en el campo de la generación eólica por sus ventajas en comparación con el SCIG. El aerogenerador con DFIG consiste en una turbina eólica de velocidad variable, conectada mediante una caja de engranajes al generador. El devanado del rotor es conectado a la red mediante el convertidor electrónico, y el devanado del estator es conectado directamente a la red. Se llama doblemente alimentado porque tanto el estator como el rotor se encuentran conectados a la red, tal como lo muestra la figura 20 (Ackermann, 2005).

Figura 20. Aerogenerador de velocidad variable

22

Ver anexos I, para mas detalles

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4.2.3. Comparación entre SCIG y DFIG En la tabla 2, se resumen las características de ambas tecnologías en cuanto a sus ventajas y desventajas, mediante el uso de generadores de velocidad fija y variable.

Generador de inducción jaula de

Generador de inducción

ardilla SCIG

doblemente alimentado DFIG

Ventajas

Ventajas

Tecnología Sencilla

Buen

desempeño

a

bajas

Robustez

velocidades de viento

Mantenimiento Reducido y

Control para regulación de

simple

voltaje Consumo constante o nulo de potencia reactiva Reduce

consumo

de

potencia reactiva Fluctuaciones activa

de

potencia activa

Desventajas Elevado

fluctuaciones

de

Desventajas potencia

Mayor costo Mantenimiento Complejo

Tabla 2. Comparación de ventajas y desventajas de los generadores SCIG y DFIG Fuente: Molina (2009). 42

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CAPÍTULO V

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5. INTEGRACIÓN DE PARQUES EÓLICOS EN SISTEMAS DE ENERGÍA ELÉCTRICA 5.1. Características de Funcionamiento de los aerogeneradores Actualmente los aerogeneradores se usan fundamentalmente para la generación de electricidad en diversas regiones del mundo. Los mismos se proyectan y construyen en una gran variedad. El rango de aplicaciones puede ser dividido en tres formas:

5.1.1. Parques Eólicos Un parque eólico produce energía eléctrica por medio de un gran número de aerogeneradores próximos entre sí, dicha energía es suministrada a la red en el punto de conexión común, PCC23 (véase figura 21).

Figura 21. Conexión de un parque eólico a la red. Línea A y B pertenecen a la línea de transmisión

Desde la perspectiva de un flujo de potencia eléctrico, esta generación actúa en paralelo con la generación convencional para suministrar energía eléctrica 23

Punto de Conexión entre el parque eólico y la red eléctrica.

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2010

a la demanda. Los aerogeneradores requieren algún tipo de asistencia de la red eléctrica, ya sea desde la referencia de frecuencia hasta la cantidad de reactivos que necesitan para su funcionamiento. La disposición física del parque puede consistir en muchos aerogeneradores que entregan potencias del orden de las decenas y centenas de MW. Sin embargo en muchos países actualmente dicha potencia eólica es todavía una pequeña fracción de la generación convencional conectada a la red (típicamente inferior al 15 %). Para medir esto se usa el Grado de Penetración de la Generación Eólica, GPE24 (CAMMESA, 2002). GPE = Potencia Eólica/ (Potencia Eólica + Potencia Convencional) Donde, la potencia convencional es la que se encuentra en el sistema eléctrico actual. La calidad de energía eólica se altera fundamentalmente debido a la variabilidad del viento, al conectarse con la red resulta una generación eléctrica combinada (eólica más la convencional) que puede presentar variaciones de corta duración en su voltaje y frecuencia. Un GPE aceptable, dependerá de diversos factores, como: Tecnología de los aerogeneradores. Características de operación de la generación convencional. Capacidad y longitud de las líneas de transmisión que conectan la generación a la demanda.

24

El GPE depende del estado y la calidad de red a la cual se conecta la energía eólica, puede variar hasta un 15 o 20 %. En Estados Unidos se acepta hasta un 15% de GPE de manera que no afecte la calidad de potencia entregada

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5.1.2. Generación Distribuida La generación eléctrica distribuida se define como la producción de energía eléctrica mediante generadores colocados en el sistema eléctrico de una empresa particular que desea autoabastecerse y que vende su excedente de energía a la empresa distribuidora, o en lugares fuera de la red eléctrica (Pérez, 2007). 5.1.3. Sistemas de Potencia Híbridos Son usados fundamentalmente cuando no hay energía eléctrica. El número y el tamaño de los generadores eólicos se reduce (1 a 50 kW) y se integran fuertemente con otros sistemas de potencia como energía fotovoltaica, diesel u otras.

5.2. Normas para la interconexión de los parques eólicos al sistema de energía La calidad de tensión debe estar dentro de ciertos límites para cumplir con los requisitos de utilidad, este efecto debe ser evaluado antes de la instalación, para ello es necesario el conocimiento acerca de las características eléctricas de los aerogeneradores o de lo contrario, resulta inadecuada dicha conexión a la red eléctrica. Las características eléctricas de los aerogeneradores son específicas del fabricante, pero no del lugar. Esto significa que al tener valores reales de los parámetros para un aerogenerador se sabe el impacto en la calidad de tensión (Ackermann, 2005). Las Normas técnicas que son adoptadas por la industria a menudo son las normas elaboradas por el Instituto de Ingenieros Eléctricos y Electrónicos IEEE) o de la Comisión Electrotécnica Internacional (IEC), y otras nuevas 46

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normas nacionales o regionales, requisitos, recomendaciones e instrucciones para la interconexión de los aerogeneradores o de parques eólicos en todo el mundo. Las más adoptadas por la industria son las siguientes: IEC 61400-21: Medición y Evaluación de las características de Calidad de Potencia de los aerogeneradores Conectados a la Red. IEEE 519: Prácticas recomendadas y Requisitos para Control de Armónicos en Sistemas Potencia Eléctricos.

5.3. Problemas de Integración de los Aerogeneradores Cuando existe una integración de energía eólica a una red eléctrica, se deben realizar nuevos estudios de Ingeniería (alimentación de potencia reactiva y regulación de voltaje) de los sistemas eléctricos (CAMMESA, 2002). 5.3.1. Estudios de Ingeniería Alimentación de Potencia Reactiva: Los primeros generadores asincrónicos de velocidad fija son inadecuados para compensar la potencia reactiva, dando como resultado un voltaje difícil de controlar. Hoy en día el uso de electrónica de potencia en las turbinas de viento de velocidad variable, ha demostrado un amplio rango de control del factor de potencia en todas las condiciones de operación.

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Regulación de voltaje: Es difícil controlar la regulación de voltaje, más aún cuando la generación eólica se encuentra en un área remota y conectada a la red a través de una línea de transmisión creada sólo para servir la demanda en la zona.

5.3.2. Requerimientos de potencia reactiva La evaluación adecuada de las características de potencia reactiva del aerogenerador, permitirá planificar el impacto de su inserción sobre el voltaje del sistema eléctrico en régimen permanente dentro de un rango de diferentes velocidades de vientos. El procedimiento que incluye la estimación de dicho impacto es estimando las impedancias del sistema y las mediciones de la potencia activa y reactiva de los generadores. Como los generadores no producen una potencia activa constante durante períodos largos de tiempo, se debe informar de los requerimientos de energía reactiva25 relacionando la potencia activa.

5.3.3. Control de voltaje y huecos de tensión En las publicaciones relacionadas con la calidad de suministro eléctrico no existe una única definición de hueco de tensión26. A continuación dos normas ofrecen el siguiente significado.

25

Requerimientos necesarios para controlar la cantidad de energía reactiva consumida por los aerogeneradores. 26 Los Huecos de tensión pueden ser monofásicos, bifásicos o trifásicos, dependiendo de una, dos, o las tres de fases afectadas respectivamente.

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Norma de Unificación de Normativas Españolas, UNE-EN 50160: Reducción brusca del voltaje de alimentación a un valor situado entre el 90% y el 1% del voltaje nominal, seguida del restablecimiento de la tensión después de un corto lapso de tiempo. Por convenio, un hueco de tensión dura de 10 milisegundos (ms) a 1 minuto (min). La profundidad de un hueco de tensión es definida como la diferencia entre el voltaje nominal y el voltaje mínimo durante el hueco de tensión. Las variaciones de voltaje que no reducen la tensión de alimentación a un valor inferior al 90% de la tensión nominal no son consideradas como huecos de tensión (Markiewicz, 2004). Norma IEEE Std 1159-1995: Reducción del voltaje o de la corriente entre un 0.1 y un 0.9 p.u. a la frecuencia de la red con duraciones desde 0.5 segundos hasta 1 minuto (Markiewicz, 2004). En la Figura 22, se muestra un hueco de tensión con una reducción del 50% del voltaje nominal.

Figura 22. Hueco trifásico equilibrado del 50%

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Los generadores eólicos en sus inicios eran de baja potencia y se instalaban principalmente en los sistemas de distribución o en sistemas aislados. Estos generadores eólicos han evolucionando con el tiempo, y han incrementado su potencia hasta llegar en promedio de 1.6 MW nominales. La mayoría de la generación eólica que se encuentra instalada es de velocidad fija, la experiencia ha hecho tomar ciertas medidas que ayuden a la seguridad del sistema, por ejemplo, cambiar el tipo de tecnología a generadores de velocidad variable, o instalar sistemas de compensación a los que ya existen de velocidad fija. Esto es debido a que ya se tiene conocimiento de la inestabilidad que un gran número de centrales de velocidad fija sin compensación provocan al sistema. El gran inconveniente que existe es el control de voltaje, y la capacidad de los parques a superar una falla (cortocircuito trifásico) sin desconectarse del sistema. En países donde la penetración eólica es alta, esto es un problema, ya que frente a una falla, no se pueden desconectar todos los parques porque empeoraría la situación, y si se quedan conectados, al despejarse la falla, absorben una cantidad de reactivos que pueden desestabilizar el sistema eléctrico a tal punto de llevarlo a un colapso de tensión. Esto ha llevado a desarrollar nuevas normativas para la operación de las centrales eólicas en los sistemas interconectados. Para los casos de fallas en el sistema, el generador debe cumplir ciertas condiciones para quedarse conectado al sistema, dependiendo del tiempo de duración y profundidad de la falla. Si no es capaz de seguir esta condición, debe desconectarse. Para seguir la condición de operación impuesta, se debe invertir en los generadores, en bancos de condensadores o cambiar de tecnologías (Monteiro, 2008).

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5.3.4. Requerimientos de control de voltaje ante perturbaciones en la red En el mundo existen muchas regulaciones acerca del comportamiento de los aerogeneradores frente a los huecos de tensión, a continuación se dará un ejemplo de una de ellas, la cual es empleada en España.

Requisitos establecidos por Red Eléctrica de España, REE Red Eléctrica de España, REE27, como operador del sistema, regula el funcionamiento de la red de transporte mediante los procedimientos de operación. Tanto las instalaciones pertenecientes a la red de transporte como todas las conectadas a ella deben cumplir estos procedimientos de operación.

Continuidad de suministro durante hueco de tensión El Procedimiento de Operación P.O.28 12.3 describe los requisitos de funcionamiento de los generadores eólicos que deben de cumplir ante los huecos de tensión. En este Procedimiento de Operación P.O. se indica: “Las instalaciones de generación no deben desconectarse como consecuencia de los huecos de tensión asociados a cortocircuitos correctamente despejados; se tomarán, por lo tanto, las medidas de diseño y/o control necesarias en éstas (y todos sus componentes) para que soporten sin desconexión huecos de tensión trifásicos, bifásicos o monofásicos, en el punto de conexión a la red de

27

28

REE encargada de garantizar la seguridad y continuidad del suministro eléctrico, para que éste fluya desde los centros de generación hasta los de consumo. Son procedimientos de carácter técnico necesarios para realizar la adecuada gestión técnica de los sistemas eléctricos.

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transporte”, (Moreno, 2007, p.105), es decir, no deben desconectarse en la zona gris de la Figura 23.

Figura 23. Curva tensión-tiempo admisible en el punto de conexión.

No es permitido, en el de punto de conexión común PCC, el consumo de potencia activa o reactiva durante los periodos de falla y recuperación del Sistema, es decir, desde que se produce la falla (la tensión baja por debajo de 0,85 p.u.) hasta que el voltaje en la red está dentro de los límites admisibles de operación. Durante la falla y posterior recuperación del sistema, las máquinas generarán la máxima corriente posible (nunca inferior a la corriente nominal). El reparto de esta corriente entre componente activa y reactiva deberá cumplir lo establecido en la figura 24, de tal forma que la generación (o consumo) de reactiva de los aerogeneradores permanezca en la zona gris (en función de la tensión en el punto de conexión a la red). Para tensiones inferiores a 0,85 p.u. el parque deberá generar reactiva en el punto de conexión. Por encima de 0,85 p.u. se seguirá lo establecido para régimen permanente. Con esta

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premisa, se intentará mantener una generación de potencia activa lo más parecida posible a la generada antes de producirse la falla (Moragón, 2005).

Figura 24. Corriente reactiva admisible (generada o consumida) en aerogeneradores, en función del voltaje en terminales.

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CAPÍTULO VI

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6. CONTROL DE VOLTAJE EN LOS AEROGENERADORES 6.1. Energía Eólica y el Control de Voltaje La función principal de un sistema de energía eléctrica es transportar dicha energía de los generadores a las cargas 29. Para funcionar adecuadamente, es esencial que el voltaje se mantenga en los valores nominales en todo el sistema eléctrico. Tradicionalmente, éste es alcanzado de manera diferente para las redes de transmisión30 y de las redes de distribución. Recientemente dichas redes se han visto afectadas por la integración de energía eólica mediante los aerogeneradores, ya que éste tipo de energía afecta los flujos de potencia y por lo tanto el control del voltaje, todo eso implica que deben adoptarse medidas adecuadas para resolver tales problemas.

6.2. Control de Voltaje El control de voltaje es necesario debido a la resistencia y la reactancia capacitiva e inductancia presente en los transformadores y cables, que se hará referencia como impedancia. Una corriente que fluye a través de una impedancia causa una diferencia de voltaje entre sus extremos (es decir, entre los nodos a los que está conectado), conocido como el voltaje de nodo (la conexión entre dos o más elementos) no se le permite que varíe su valor nominal de voltaje (de +/-5% a +/-10%). Se deben tomar medidas para prevenir tal variación. El control de voltaje se refiere en mantener los voltajes de nodo dentro de los límites y de evitar toda variación del valor nominal. También es importante hacer hincapié en que el voltaje de nodo es una cantidad local, a diferencia de la frecuencia del sistema, que es una cantidad 29 30

Consumidores tanto en el sector residencial como en el industrial. Ver anexo II. para mayores detalles.

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global. Por ello no es posible controlar el voltaje de nodo desde cualquier punto determinado en el sistema, solamente se puede controlar sólo en ese nodo en particular o en sus alrededores. La conexión de un aerogenerador de inducción a un nodo de potencia infinita31 se caracteriza por un alto consumo inicial de potencia reactiva y corriente elevada. En la conexión a un nodo de la red como se observa en la figura 25, el valor eficaz del voltaje no permanece constante ante la conexión del aerogenerador. El consumo de potencia reactiva Q que se produce, suele dar lugar a una caída de voltaje de ∆ V32, en el punto de conexión en el instante inicial. La magnitud de este ∆ V, así como la cantidad de potencia reactiva Q consumida inicialmente, depende de varios factores, siendo la potencia nominal del aerogenerador y la potencia de cortocircuito Pcc del punto de conexión los más importantes (López, 2008). Donde Z es la impedancia de cortocircuito en el punto y Pcc la potencia de cortocircuito en un punto de la red, la cual representa la fortaleza del sistema en dicho punto, Pg, Qg son potencia activa y reactiva del generador, Vg es el voltaje del generador.

Figura 25. Representación de conexión de un parque eólico mediante un generador equivalente 31 32

Refiriéndose como potencia infinita a la red eléctrica a la cual se conecta. Símbolo utilizado para presentar diferencia de voltaje

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La conexión simultánea de varios aerogeneradores de inducción de un parque eólico produciría una caída de voltaje ∆ V en el punto de conexión, que podría afectar negativamente a otros generadores y/o receptores. La solución a este problema consiste normalmente en asegurar que la conexión de los diferentes aerogeneradores de un mismo parque eólico se realice de forma escalonada en el tiempo, evitando así el consumo simultáneo de potencia reactiva Q. De manera semejante, la presencia, en cualquier nodo del sistema de un parque eólico compuesto por aerogeneradores de inducción, equipados con equipos de compensación de reactiva para el completo suministro de la corriente reactiva, supone la aportación de potencia activa P y reactiva Q a la red. Puesto que se trata de una inyección de potencia y no de un aumento de carga, se observará una tendencia hacia valores superiores de las tensiones en el punto al cual se conecta el parque, así como a los nodos cercanos eléctricamente. Este aumento de tensión en el punto de conexión será mayor cuanto mayor sea la potencia reactiva inyectada.

6.3. Influencia de la generación eólica sobre la interacción Voltajepotencia reactiva (V-Q) Los dispositivos eléctricos que forman parte de un sistema eléctrico, están diseñados para su funcionamiento a su voltaje nominal. Si existen variaciones de voltaje, su comportamiento se ve afectado y sus vidas útiles decrecen cuantos mayores sean estas variaciones. En la práctica, se admiten márgenes de desviación respecto a la tensión nominal 33.

33

Con tolerancia de ± 5% y ± 10% de su valor nominal

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La influencia de la generación eólica sobre el voltaje viene condicionada por los siguientes factores: 1. Las variaciones de viento, que se traducen en variaciones de la potencia activa y reactiva, generada por los parques eólicos se convierten en variaciones de voltaje en el nodo de conexión, y en otros nodos cercanos. Como se dijo anteriormente, un incremento del consumo de potencia reactiva implica un decremento de voltaje, conduciendo a que sea necesario una contribución por parte de los parques eólicos a la regulación de voltaje mediante el aporte o consumo de Q, evitando así una limitación que presenta el nivel de penetración eólica en la red (López, 2008). 2. Los parques eólicos suelen estar equipados con bancos de capacitores para a mantener el voltaje alrededor de su valor nominal en las terminales del generador. De esta manera se maximiza la capacidad de regulación de reactiva por parte de los aerogeneradores, y con ella, la regulación de reactiva en el punto de conexión (López, 2008).

6.4. Capacidad de control de Voltaje de los Aerogeneradores En las redes de transmisión y redes de distribución, el voltaje de nodo y la potencia reactiva se relacionan, por lo tanto el voltaje en el nodo puede ser controlado mediante el intercambio de la potencia reactiva generada o consumida por los generadores (Ackermann, 2005). A continuación se presentan las capacidades de control de voltaje de cada uno de los tipos de aerogeneradores antes mencionados.

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6.4.1. Compensación de potencia reactiva en Aerogenerador de velocidad fija con SCIG Está constituido con generadores de inducción jaula de ardilla, los cuales siempre consumen potencia reactiva para mantener el acople magnético entre el rotor y el estator. Este tipo de generador se encuentra conectado directamente a la red, es un generador sencillo, de fácil control y por ello, tiene un bajo costo en el mercado (Monteiro, 2008). La cantidad de consumo de energía reactiva depende del voltaje en las terminales del generador, la generación de potencia activa y la velocidad del rotor (deslizamiento para generadores de inducción), como se muestra en la figura 26.

Generación de potencia activa Voltaje en terminales del generador

Velocidad del rotor Consumo de potencia reactiva

Figura 26. Dependencia del consumo de potencia reactiva en un generador SCIG

Debido a que se encuentra directamente conectado a

la red, existe un

importante problema en cuanto a las variaciones de potencia activa y reactiva por causa de la variación del viento, Es por esto, que este tipo de generador es el que presenta mayores problemas a la red eléctrica si no tiene una adecuada compensación mediante un banco de capacitores, como se muestra en la figura 27. 59

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Figura 27. Generador SCIG y capacitores

La figura 28 ilustra la relación entre el voltaje de las terminales, la velocidad del rotor, la generación de potencia activa y el consumo de potencia reactiva. La figura está compuesta por dos partes: En el lado derecho deslizamiento, del rotor (eje horizontal, con valor 0 p.u.) muestra un generador de inducción y el lado izquierdo de dicho valor, muestra el comportamiento de un motor de inducción, con cuatro diferentes valores de tensión en las terminales Ut.

Figura 28. Dependencia de la potencia (a) activa y (b) reactiva de un generador SCIG con la velocidad del rotor y el voltaje en terminales Ut, como referencia.

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La Figura 28, muestra que un generador de inducción de jaula de ardilla no puede ser utilizado para el control de tensión, ya que sólo pueden consumir y no generar potencia reactiva, además el intercambio de potencia reactiva a la red no se puede controlar, pero dicha potencia reactiva es controlada por la velocidad del rotor, generación de potencia activa y el voltaje en las terminales. El hecho de que un generador de inducción de jaula de ardilla consume potencia reactiva es una desventaja, especialmente en el caso de los grandes aerogeneradores o parques eólicos y/o en redes débiles (redes con bajas capacidades de transmisión de energía eléctrica). Por lo tanto el consumo de potencia reactiva del generador en la mayoría de los casos debe ser compensado por capacitores como se muestra en la Figura 27. De esta manera, el intercambio de la potencia reactiva entre la combinación de generadores más capacitores, por un lado, y la red, en el otro, puede reducirse mejorando así el factor de potencia del sistema. Un capacitor convencional es una fuente de potencia reactiva no controlable. Mediante la adición de capacitores de compensación, los impactos de voltajes en los nodos son reducidos, pero no del todo ya que en el control de voltaje existe una relación estrecha como se mencionó anteriormente entre la velocidad del rotor, el voltaje en las terminales y la generación de energía activa y reactiva. El control de voltaje de un aerogenerador de velocidad constante se puede mejorar con el uso de soluciones más avanzada en vez de los capacitores convencionales. Este tipo de soluciones avanzadas incluyen control de potencia reactiva mediante la conmutación dinámica de capacitores o bancos de capacitores. Además, la correcta conexión de los capacitores, no garantiza el buen funcionamiento, ya que el mal dimensionamiento de los capacitores puede

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provocar una subcompensación34 (en cuyo caso deberán instalarse capacitores adicionales) o una sobrecompensación35 (lo que puede producir sobrecorrientes que la instalación no tolere).

6.4.2. Compensación de potencia reactiva en Aerogeneradores de velocidad Variable con DFIG En estos generadores, el circuito del estator se encuentra conectado directamente a la red; mientras que el circuito del rotor se conecta a la red mediante un convertidor electrónico de potencia, como se ilustra en la figura 29.

Figura 29. Generador DFIG y el convertidor electrónico de potencia

Este generador eólico se ha vuelto bastante popular, debido a que la potencia que pasa por el convertidor es sólo una parte de la potencia nominal (20 - 30%), por lo tanto, las pérdidas en el convertidor electrónico de potencia son reducidas, comparado con un sistema en donde se debe convertir la

34 35

La cantidad de compensación es menor de la que se necesita. El nivel de compensación mayor de la que se requiere.

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potencia total. Además, debido a esto, el costo del convertidor se reduce ya que es de menor tamaño (Monteiro, 2008). La generación de potencia reactiva en un generador de inducción doblemente alimentado puede ser controlada por la corriente del rotor. En este caso, no existe una relación única entre la potencia reactiva y otras cantidades, como la velocidad del rotor y la generación de potencia activa. En cambio, para un valor particular de una velocidad de rotor y una correspondiente generación de potencia activa puede ser generada o consumida una cantidad muy variable de potencia reactiva. La figura 30, ilustra el rango de funcionamiento del voltaje nominal en las terminales del generador de inducción doblemente alimentado (Ackermann, 2005). Esto demuestra que la cantidad de potencia reactiva es, en cierta medida, afectada indirectamente por la velocidad del rotor y la generación de potencia activa.

Figura 30. Comportamiento de un DFIG

El par o movimiento rotatorio del generador y la generación de energía reactiva dependen directamente de la corriente del convertidor electrónico de potencia que alimenta al rotor, como se muestra en la figura 29. 63

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La corriente reactiva del rotor genera el par y a su vez controla la velocidad del rotor y por ende el voltaje generado, el cual es entregado a la red, como se muestra en la figura 31. La corriente que se necesita para generar el par deseado determina la capacidad del convertidor de generar o consumir energía reactiva.

Red Voltaje del generador

Convertidor

corriente reactiva del rotor

Velocidad del generador Par del generador

Figura 31. Control del consumo de potencia reactiva en un generador DFIG

En general, los generadores eólicos de velocidad variable permiten reducir las variaciones de tensión en el punto de conexión a la red y permiten tener un control independiente de la potencia activa y reactiva que se entrega. Otra ventaja es que se puede ajustar la velocidad del rotor en función de la velocidad del viento, de tal forma que la eficiencia aerodinámica 36 sea la óptima.

36

Dicho de un cuerpo móvil que tiene forma adecuada para disminuir la resistencia del aire.

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CAPÍTULO VII

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7. CASOS DE ESTUDIO 7.1. Caso de estudio en Costa Rica sobre el Análisis para la Interconexión de una planta eólica a un sistema de Distribución Eléctrica La energía eólica ha tenido gran auge en Costa Rica, en la última década, ya que la máxima generación con este tipo de fuente energética se da en los meses de verano, cuando las reservas de agua en los embalses se reducen considerablemente. Por estas razones, aspectos ambientales y porque los costos de generación eléctrica con este tipo de fuente son competitivos, el país ha entrado en este campo. La Compañía Nacional de Fuerza y Luz, S.A. (CNFL, S.A.), la cual es una empresa de distribución y generación de energía eléctrica, ha incursionado en el tema de la generación de energía eolica, conectando un parque eólico en su red. En vista de lo anterior, se hace necesario preveer el comportamiento del sistema de distribución ante dicha conexión. Se realizará el modelado y análisis de la interconexión de un parque eólico de mediana capacidad (15 MW) a un sistema de distribución eléctrica con una tensión de 34.5 KV. Se visualiza el comportamiento de la tensión en el punto de interconexión del parque eólico ante diferentes condiciones de operación del parque, como arranque y variaciones en la velocidad del viento. Estas perturbaciones son las que presenta el sistema de distribución en la época del año en la que la generación del parque es máxima y en la cual las salidas de operación de este es crítica para el abastecimiento de la demanda eléctrica de la CNFL, S.A. y el país. Se analizaron dos tecnologías de aerogeneradores; los de inducción jaula de ardilla directamente conectados (SCIG), los cuales son de velocidad fija, y

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los de inducción doblemente alimentados (DFIG), los cuales son de velocidad variable. En dicho estudio se realizó la simulación del parque eólico conectado al sistema de distribución en el programa Matlab 7 y se utilizó el módulo SimpowerSystems37 de Simulink38. Los sistemas de distribución de energía eléctrica han sido diseñados y planeados para servir de energía de calidad a los clientes y no para recibir generación eólica. Por lo tanto, se realizó un análisis de interconexión para determinar el impacto en la calidad de energía de este tipo de tecnología de generación. El Instituto Costarricense de Electricidad (ICE 39) tiene incorporado a su red de transmisión cerca de 70 MW de energía eólica y planea la incorporación de 180 MW dentro de 20 años. (Luis Andrés, 2007) Para el caso de la CNFL, S.A., incorporar generación eólica para su sistema de distribución es algo nuevo, ya que las características de los sistemas de distribución, presentan una mayor cantidad de fallas que producen perturbaciones de tensión, las cuales afectan el desempeño de los aerogeneradores. El sistema analizado es parte del sistema de distribución de la Compañía CNFL S.A., empresa que sirve la mayor parte del Área Metropolitana de Costa Rica. El parque eólico tiene una capacidad de 15 MW y se llamará

37

38

39

SimPowerSystem es una herramienta del entorno Simulink que permite diseñar y analizar la generación, transmisión, distribución y consumo en sistemas eléctricos. Simulink es un entorno de programación visual, que funciona sobre el entorno de programación Matlab. El ICE inicialmente estuvo a cargo de la producción eléctrica del país, así como su distribución. Posteriormente, en 1963 le fue encomendado el desarrollo de las telecomunicaciones nacionales.

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Planta Eólica del Valle Central (PEVC), se estima el inicio de las operaciones para agosto del 2012. Este se planea incorporarlo en la actual Subestación Escazú del Instituto Costarricense de Electricidad (ICE), en el punto de interconexión de 34.5 KV. Esta subestación sirve clientes de la CNFL, S.A. mediante circuitos de distribución de 34.5 KV,

Tecnologías Consideradas Generadores de inducción directamente conectados (SCIG). Generadores de inducción doblemente alimentados (DFIG).

Estudio Preliminar del punto de interconexión Es fundamental estudiar el punto de interconexión donde se interconectará un

parque eólico. El estudio preliminar del punto de interconexión debe

considerar, entre otros aspectos, la calidad de energía, su capacidad de cortocircuito40 y la relación X/R41, datos que son determinantes para el comportamiento del sistema parque eólico - red de distribución, en lo que respecta a fluctuaciones del voltaje. Para determinar la capacidad de cortocircuito del punto de interconexión, dicho estudio solicitó al ICE el dato correspondiente a la capacidad de cortocircuito, el cual es de 2.605 MVA y la relación X/R del punto de interconexión, el cual es de 3.1. En la subestación de interconexión existe una entrada para interconectar el PEVC.

40 41

Potencia de cortocircuito de la red eléctrica Relación de reactancia sobre resistencia

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7.1.1. Arranque de los aerogeneradores 7.1.1.1. Arranque del Parque para la tecnología SCIG Cuando la conexión se realiza la tensión cae a valores no permisibles (< 0.95 p.u.), ver figura 32, sin embargo la duración de esta depresión es de aproximadamente 50 ms (Luis Andrés, 2007).

Figura 32. Voltaje en el punto de interconexión cuando se conecta el parque. En este caso el voltaje cae a valores menores de 0.95 p.u.

Cuando se realiza la conexión del parque en el punto de interconexión, existe un gran consumo de potencia reactiva lo que conduce una disminución del voltaje generado (Luis Andrés, 2007).

7.1.1.2. Arranque del Parque para la tecnología DFIG Los DFIG no causan los problemas de voltaje tan considerables en el punto de interconexión como los de tecnología SCIG, al momento del arranque, como se observa en la figura 32. Las perturbaciones de voltaje en el DFIG, se ven amortiguadas en su totalidad 10 ms después de la conexión. En cuanto a la calidad de energía de los clientes conectados al punto de

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interconexión, no se ve impactada de manera significativa si se compara con el arranque con la tecnología SCIG. Ver figura 33.

Figura 33. Voltaje en el punto de interconexión al conectarse el parque

7.1.2. Efectos en el voltaje de los aerogeneradores ante variaciones de velocidad 7.1.2.1. Efecto en el voltaje en el punto de interconexión ante variaciones de la velocidad del viento con SCIG. Para prever el comportamiento del voltaje en el punto de interconexión se simuló el efecto que tendría sobre esta, las variaciones en la velocidad del viento. Se simuló una caída de velocidad del viento de 12m/s a 4 m/s y un aumento después de esto, de 4 m/s a 15 m/s. Los resultados hacen ver la relación inversamente proporcional que existe entre el voltaje del punto de interconexión y la velocidad del viento en el PEVC, como se muestra en la figura 34.

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Figura 34. Voltaje el punto de interconexión cuando varía la velocidad del viento del PEVC con SCIG. Se da una relación inversamente proporcional.

En la figura 34 se aprecia que las variaciones en la velocidad del viento en el PEVC afectarán el voltaje del punto de interconexión. La tecnología en este caso es SCIG la cual no posee control de potencia reactiva ni regulación de voltaje. En este caso el voltaje del punto de interconexión cae a valores de hasta 0.97 p.u. El comportamiento mostrado en la figura 34, puede explicarse partiendo de que el punto de interconexión posee una relación X/R alta debido a la presencia de los transformadores de potencia, entonces como los SCIG requieren un consumo mayor de potencia reactiva al aumentar su generación por el aumento de la velocidad, estos provocan que se vea reducido el voltaje del punto de interconexión durante periodos de alta velocidad del viento.

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7.1.2.2. Efecto en el voltaje en el punto de interconexión de las variaciones de la velocidad del viento con DFIG. Para el caso de los DFIG se simuló el mismo comportamiento del viento. Los resultados hacen ver la relación inversamente proporcional que existe entre el voltaje del punto de interconexión y la velocidad del viento en el PEVC (Luis Andrés, 2007), sin embargo para el caso del DFIG la variación es mínima (< 0.01 p.u.). Ver figura 35.

Figura 35. Voltaje en el punto de interconexión cuando varía la velocidad del viento del PEVC con DFIG. Se da una relación inversamente proporcional con una variación mínima.

72

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2010

El comportamiento de voltaje del punto de interconexión es favorable, cuando el PEVC tiene la tecnología DFIG. Este comportamiento se debe a que el sistema de control está en modo de regulación de voltaje y hace que el DFIG se comporte como una compensación dinámica.

Del análisis se desprenden las siguientes conclusiones. Los SCIG son sensibles a las variaciones de velocidad del viento y esto conlleva a variaciones de voltaje en el punto de interconexión. Los SCIG no poseen suficiente robustez para hacerle frente a perturbaciones del punto de interconexión. Los DFIG afectan menos el voltaje del punto de interconexión frente a variaciones de velocidad (Luis Andrés, 2007).

7.2. Caso de Estudio de Chile en el Análisis Dinámico de la operación de los parques eólicos interconectados al SIC (Sistema Interconectado Central) El estudio consiste en simular la inserción de parques eólicos en redes del Sistema Eléctrico Chileno. Dichas simulaciones fueron realizadas en el programa DigSilent Power Factory 13.142, mediante el cual dos son los tipos de parques simulados: con generadores de inducción directamente conectados a la red (o de velocidad fija) Jaula de ardilla SCIG y con generadores de inducción de velocidad variable (o doblemente alimentados) DFIG (Rahmann, 2005).

42

Es un programa mediante el cual se puede realizar análisis de sistemas de potencia en la generación, transmisión y distribución de energía.

73

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2010

En los sistemas a velocidad fija con SCIG, las variaciones del viento provocan variaciones en la potencia activa y reactiva resultando un gran problema de operación, lo que ha provocado el uso de los sistemas de velocidad variable con DFIG. Por su parte, la operación a velocidad variable presenta beneficios tales como reducir las fluctuaciones de voltaje en el punto común de conexión PCC y de controlar de forma independiente la potencia activa y reactiva entregada a la red, la mayor desventaja es la de un mayor costo de los DFIG en comparación a las de operación con SCIG.

7.2.1. Resultados de la Simulación A continuación se muestran los resultados dinámicos obtenidos al aplicar un cortocircuito trifásico en el PCC en el instante t=0.5 seg, con una duración de 0.15 segundos. Los casos mostrados son parques de 15 MW de capacidad nominal en la red de 66 KV, de velocidad fija y variable. La red a simular se muestra en la figura 36, donde S/E es la subestación43 del sistema eléctrico.

Figura 36. Red utilizada en el estudio de la simulación. 43

Es una instalación destinada a modificar los niveles de tensión mediante transformadores, con el fin de facilitar la transmisión y distribución de la energía eléctrica, ver anexo III para más información.

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2010

7.2.1.1. Sistemas de Velocidad Fija con SCIG Después de ocurrida la falla, las tensiones en la Subestación y en el PCC, descienden a valores muy bajos producto del cortocircuito trifásico. Después de despejada la falla, dichas tensiones comienzan a aumentar en forma oscilante a sus valores de régimen permanente, después del instante t=1.5 segundos aproximadamente. La Figura 37 muestra el voltaje en la Subestación (gráfico superior) y en el PCC (gráfico inferior), donde las líneas rojas marcan una banda de un 5% en torno al valor de régimen permanente y las líneas verdes los instantes de falla y despeje de falla.

Figura 37. Gráfico superior: Tensión en S/E, Gráfico inferior: Tensión en PCC. Velocidad fija, 66 KV, 15 MW

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2010

En la figura 37, se obtiene que el voltaje en la subestación desciende hasta llegar a 0.728 p.u. durante la falla, alcanzando una banda alrededor de un 5% de su valor inicial después de 863 milisegundos (ms) de despejada la falla, y el voltaje en el PCC presenta un tiempo de asentamiento después 680 ms del despeje de la falla. La Figura 38 muestra el factor de potencia en la Subestación, donde las líneas azules marcan una banda de un 10% en torno al valor de régimen permanente.

Figura 38. Factor de potencia en la S/E. Velocidad fija, 66 KV, 15 MW

En la Figura 38 se observa que una vez despejada la falla, el factor de potencia en la subestación comienza a descender en forma oscilatoria, presentando cambios bruscos durante 1 segundo aproximadamente. Si se ve nuevamente el gráfico para el voltaje en la subestación (Figura 37), esta respuesta del factor de potencia resulta natural, dada la íntima relación existente entre la potencia reactiva versus el voltaje, porque al existir un bajo factor de potencia hay un aumento de potencia reactiva. El tiempo de asentamiento del factor de potencia, con respecto a una banda alrededor de un 10% de su valor de régimen permanente, fue de 4.498 segundos, medido a partir del despeje de la falla. 76

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2010

En la figura 39, se presenta la velocidad de los generadores del parque, la cual muestra oscilaciones amortiguadas en torno a su valor de régimen permanente, con un sobrepaso máximo de 15.75% en el instante 0,694 segundos (s), es decir, 44 ms después de despejada la falla. La respuesta se estabiliza en una banda (líneas azules) de un 5% alrededor de su valor de régimen después de 369 ms de despejada la falla, de la figura se observa que el cortocircuito trifásico afecta la velocidad del generador.

Figura 39. Velocidad del generador. Velocidad fija, 66 KV, 15 MW

7.2.1.2. Sistemas de velocidad variable con DFIG La figura 40, muestra el voltaje en la Subestación y en el PCC, donde las líneas rojas marcan una banda de un 5% en torno al valor de régimen permanente, las líneas verdes los eventos de falla y despeje de la misma y la línea negra la desconexión de la impedancia adicional del rotor para evitar daños en el convertidor. La elevación de la corriente por el cortocircuito tiene que pasar por el convertidor del lado de la red, por lo que si no se reduce su valor, puede resultar dañado dicho convertidor. La forma de evitarlo es utilizando el

77

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2010

llamado “crowbar” activo, que consiste en desconectar el rotor de la red, cuando se detecta el incremento de corriente, el generador se convierte en uno de tipo jaula de ardilla. Una vez desaparecida la falla se vuelve a la condición inicial (Revista Ambientum, 2007).

Figura 40. Gráfico superior: Tensión en S/E. Gráfico inferior: Tensión en PCC. Velocidad variable, 66 KV, 15 MW.

Comparando los resultados obtenidos para el parque de velocidad fija con SCIG (figura 37), la respuesta dinámica del voltaje en los generadores de velocidad variable es mucho mejor, no detectándose un comportamiento oscilatorio en la respuesta. Concretamente, durante la falla, las tensiones en el PCC y en la subestación descienden a valores muy bajos, para finalmente retomar sus valores de régimen permanente inmediatamente después de la conexión de la impedancia adicional del rotor.

78

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2010

En cuanto a tiempos de asentamiento, el voltaje en la subestación alcanza una banda alrededor de un 5% de su valor inicial después de 10 ms de despejada la falla y en el PCC después de 11 ms. Por otra parte, la tensión en la subestación, desciende hasta 0.715 p.u. durante la falla. La figura 41, muestra el factor de potencia en la Subestación, donde las líneas azules marcan una banda de un 10% en torno al valor de régimen permanente.

Figura 41. Factor de potencia en la S/E. Velocidad variable, 66 KV, 15 MW

De la Figura 41 se observa que: Durante la falla, el factor de potencia desciende hasta un valor cercano a 0.8. Entre el despeje de la falla y la desconexión de la impedancia adicional del rotor, cae bruscamente a 0,4. 48 ms después de conectar la impedancia adicional del rotor, entra en la banda alrededor de un 10% de su valor inicial. No presenta

mayores oscilaciones como con los sistemas de

velocidad fija.

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2010

7.2.2. Conclusiones Conforme a los resultados se observa que existe una estrecha relación entre la potencia suministrada por el parque y la máxima incorporación de generación eólica, para mantener niveles de seguridad y calidad de servicio adecuados en el sistema. La diferencia más importante, en ambas tecnologías, es en el desempeño en régimen permanente de ambas tecnologías, es el alto consumo de reactivos en los parques de velocidad fija en relación a los de velocidad variable, sin embargo,

esta

situación

es

fácilmente

solucionable

mediante

un

dimensionamiento apropiado de la compensación reactiva. Con respecto a la simulación dinámica de los parques, se observa que las principal diferencia en la respuesta del sistema, es el eficiente control de potencia en el punto de conexión del parque, por parte de los sistemas de velocidad variable (Rahmann, 2005).

7.3. Caso de Estudio en Perú acerca de la determinación de la Capacidad Máxima de Generación Eólica en el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN44) para el año 2012. El Estudio realizado por la consultora italiana Consultores del Sistema Eléctrico (ESC Electrical System Consultants) tiene como objetivo principal el determinar la Capacidad Total Máxima de Generación Eólica (CTMGE) que puede ser instalada y operada en las zonas de atención de la demanda (Norte Sur Medio y Sur) del SEIN de manera que se preserve en lo posible la calidad del servicio y la seguridad de la operación del sistema.

44

El sistema SEIN abastece de electricidad a la población peruana.

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2010

Dicho estudio fue encargado por el Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES - Sinac), entidad privada que agrupa a las principales empresas de generación, transmisión y distribución de electricidad, así como de los grandes usuarios libres, para definir la "Máxima capacidad de generación eólica a ser instalada en las zonas norte, sur medio y sur del SEIN". La integración de la energía eólica, puede modificar la seguridad del sistema resultando necesario examinar los criterios de seguridad y las estrategias de planificación y operación del sistema. La consultora ESC evaluó las dos tecnologías de generadores conforme sus ventajas y desventajas, e indicó al SEIN cuál es la adecuada para la implementación en la red, a continuación se muestran las características de cada una según ESC (Martinelli & Perez, 2009).

7.3.1. Generador de inducción Jaula de Ardilla La disposición de los principales componentes en un aerogenerador de inducción se muestra en Figura 42:

Figura 42. Componentes y disposición en un aerogenerador de inducción (SCIG).

81

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2010

Las principales ventajas que presenta un aerogenerador de inducción son: Una tecnología muy conocida y robusta, con una amplia producción y relativamente económica No se requiere ninguna conexión eléctrica entre el rotor y el estator: la potencia mecánica del rotor se transfiere al estator, por medio del campo magnético.

Las desventajas que presenta este tipo de aerogenerador son: Las fluctuaciones de la velocidad del viento se traducen directamente en variaciones electromecánicas, en lugar de variaciones rotatorias de velocidad. Esto causa fuertes tensiones y fatigas mecánicas en el sistema (las palas de la turbina, el multiplicador y el generador). La velocidad de la turbina no puede ajustarse a la velocidad del viento para optimizar la eficiencia aerodinámica (velocidad fija). Se requiere una caja de engranajes (multiplicador) entre el eje de baja velocidad en el lado de las palas (turbina) y el de alta velocidad en el lado del generador. Este tipo de tecnología requiere siempre potencia reactiva desde la red principal (se presenta como una carga inductiva), y su valor no puede controlarse. Hay una relación fija entre la potencia reactiva y activa. Esta característica hace que un aerogenerador de tipo de inducción difícilmente pueda proporcionar un control de tensión a la red principal.

82

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2010

7.3.2. Generador de inducción doblemente alimentado En este aerogenerador el estator se construye de la misma manera que en el caso de un generador de inducción como se muestra en la figura 43. El rotor en este caso no es un rotor de jaula de ardilla, está provisto con tres arrollamientos que se conectan al sistema de potencia a través de un convertidor45 electrónico tipo IGBT 46 (“Insulated Gate Bipolar Transistor) (Martinelli & Perez, 2009).

Figura 43. Componentes y disposición en un aerogenerador de inducción doblemente alimentado (DFIG).

Las principales ventajas que presenta un aerogenerador doblemente alimentado son: La velocidad es variable dentro de un rango suficiente, con bajo costo del convertidor; La potencia reactiva puede controlarse a través de las corrientes del rotor por medio del convertidor, esto permite disponer de un cierto apoyo de tensión hacia la red.

45

EL convertidor basado en IGBT es bidireccional y realiza la conversión AC-DC-AC para modificar la frecuencia variable del generador y conectarla a la frecuencia constante de la red. 46 Es un dispositivo semiconductor que generalmente se aplica como interruptor controlado en circuitos de electrónica de potencia.

83

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2010

Algunas desventajas son: En este caso resulta también necesario disponer de un multiplicador entre el eje de la turbina y el del generador. El control de la potencia en el rotor por medio del convertidor (componente estático) requiere una conexión eléctrica entre un sistema giratorio y uno fijo (entre el rotor y estator). Tal conexión se efectúa por medio de las escobillas de carbono. También el convertidor electrónico de potencia es un componente frágil (sensible a las sobrecorrientes). En el caso de una disminución significativa de tensión en la red, las corrientes en el estator y en el rotor pueden aumentar drásticamente por un tiempo corto.

7.3.3. Conclusiones respecto de la tecnología de los Generadores Eólicos Considerando las características del SEIN y los requisitos que se deben alcanzar (por ej.: no degradar la tensión, mantener la calidad del servicio, suministrar un soporte en el control de potencia activa y reactiva), resulta entonces que la tecnología tipo SCIG (generador de inducción con jaula de ardilla), no se presenta como tecnología conveniente a ser instalada en la red del Perú, por las perturbaciones que es susceptible de ocasionar (Martinelli & Perez, 2009). La tecnología de tipo de inducción doblemente alimentado DFIG está entre las más difundidas en Dinamarca y Alemania. De los análisis del impacto de las tecnologías, se concluye que el SEIN no debe aceptar los generadores eólicos cuya construcción está basada en generadores de inducción de jaula de ardilla. Estos han demostrado problemas en su implementación ante cambios en la fuente primaria (viento).

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2010

En la respuesta a fallas en el sistema debido a la ausencia de medios de control, y puesto que el SEIN es susceptible a eventos de media a gran severidad, no debe implementarse esta tecnología como fuente de generación. Así que dicho estudio, exige el uso de las tecnologías más modernas tales como Generador de Inducción Doblemente Alimentado porque disponen de controles para asegurar un estabilidad de la velocidad en el rango más alto (y la potencia entregada a la red), evitando propagar perturbaciones del viento sobre la red (Martinelli & Perez, 2009).

85

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2010

RESUMEN DE LAS CARACTERÍSTICAS DE AMBOS GENERADORES Característica

Tecnología SCIG

Tecnología DFIG

Es de velocidad fija, por tanto no puede Tiene capacidad de responder a velocidades Viento

captar un rango de velocidad, solamente a variables, aprovecha mejor el recurso eólico la cual ha sido diseñado Se

Potencia activa

diseñan

en

para la generación eléctrica.

valores

potencia de KW,

pequeños

convenientes

de Se

diseñan

en

rangos

de

MW,

muy

para convenientes en instalaciones de grandes

sistemas pequeños de generación eólica.

parques eólicos para la generación eólica.

Consumen grandes cantidades de potencia Mantiene un factor de potencia de 0.95, ideales reactiva,

para

mantener

sus

flujos para la interconexión en redes débiles. La

Potencia

magnéticos entre el estator y rotor. La compensación

reactiva

compensación fija

dinámica

mediante

la

mediante banco de disposición del convertidor entre la red y el

capacitores no garantiza un correcto control rotor, hace efectivo un correcto control de de potencia reactiva, ya que puede existir potencia reactiva. sobrecompensación o subcompensación.

Mantenimiento Sencillo

Complejo

86

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Consumen Corriente

grandes

cantidades

de La corriente se mantiene en los niveles

corriente, debido al consumo de potencia admisibles para su funcionamiento, porque su reactiva. Afectan

Variaciones en el viento

2010

consumo de potencia reactiva es casi nulo. grandemente

tanto

al

voltaje El voltaje generado no se ve afectado, porque

generado como al propio generador, el posee un control para mantener el voltaje en depender de una velocidad fija hace que sus niveles permisibles, aumentando la vida útil sus partes mecánicas se vean afectadas.

del generador.

Se encuentra directamente conectado a la Tiene un convertidor en salida, que le permite Frecuencia

red,

adaptándose

su

velocidad

a

la trabajar a un rango de frecuencias y entregar

frecuencia de la red, manteniéndose a una un valor fijo a la red. velocidad fija. Al Corto circuito

presentarse

una

elevada

corriente, Posee un control que le permite adaptar el nivel

aumenta el consumo de potencia reactiva y del consumo de corriente reactiva al baja el nivel de voltaje generado.

generado.

Costos

Cómodos

Elevado

Tamaño

Pequeños

Grandes

voltaje

Tabla 3. Comparación entre SCIG y DFIG

87

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2010

CONCLUSIONES La energía eólica a nivel mundial tiene un crecimiento impresionante. Honduras no se queda atrás, ya que dentro de poco tendrá el parque eólico más grande de Centroamérica. Los generadores de inducción necesitan potencia reactiva para mantener sus campos magnéticos, ésta misma necesidad obliga un aumento en la corriente, provocando variaciones en el voltaje generado, por lo que siempre se debe de contar con sistemas eficaces de compensación de potencia reactiva. Por experiencias en otros países, se sabe que la energía eólica es inestable, afectando el comportamiento del sistema eléctrico al cual se conecta, por lo tanto se deben de realizar diferentes estudios para observar si la red es apta para dicha conexión, y determinar de esa manera, la tecnología del generador a emplear. Se debe realizar la compensación necesaria de potencia reactiva en los proyectos de parques eólicos, porque de lo contrario los generadores la tomarían del sistema interconectado nacional de la ENEE, causando daños en los equipos del sistema eléctrico. Los aerogeneradores SCIG poseen una compensación fija de potencia reactiva, no controlando el voltaje generado, mientras que los DFIG la realizan dinámicamente controlando la potencia reactiva y el voltaje. El generador DFIG posee muchas ventajas en comparación con los SCIG, en cuanto a soporte de fallas, variaciones de viento, control del voltaje, etc. Resultando ser la tecnología adecuada para instalar en el parque eólico de EEHSA.

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2010

RECOMENDACIONES Estimular a los alumnos hacia investigaciones en el área de energía eólica, en cuanto análisis, simulaciones de problemas, perturbaciones y otros, que ocurren durante la generación. Ya que Honduras contará por primera vez con un parque eólico instalado. Realizar análisis más profundos acerca de la compensación y control de voltaje, con datos propios de los aerogeneradores del parque eólico EEHSA de Mesoamerica Energy. Tener en cuenta el impacto en el consumo de potencia reactiva por diferentes equipos, a través de mantenimiento preventivo, ya que no solo afecta el voltaje, sino otros factores. Evitando de esa manera daños en los mismos y en la red a la cual están conectados. Atraer a los inversionistas en proyectos de energía renovable en nuestro país, puesto que somos un país rico en recursos naturales, siempre y cuando se tenga presente un desarrollo sostenible. Incentivar a la población hondureña de la importancia de la energía eólica, siguiendo el ejemplo de otros países, que no solamente cuentan con parques eólicos, sino que además existen generadores eólicos aislados, propios para lugares en donde es difícil el transporte de energía. Capacitar a las personas del impacto en la contaminación del ambiente provocado por la energía que proviene de combustibles fósiles y motivar hacia desarrollo de energía renovables como lo es la energía eólica.

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2010

ANEXOS

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I.

2010

GENERADOR DE INDUCCIÓN

El generador está compuesto por dos componentes, un estacionario (el estator) y el giratorio (el rotor) como se observa en la figura I.1. En la investigación se observaron el rotor jaula de ardilla y el rotor bobinado.

Figura I.1. a) Estator, b) Rotor jaula de ardilla y c) Rotor devanado

El generador se llama de inducción porque la corriente de campo magnético se suministra a sus devanados de campo ubicados en el rotor, por medio de inducción magnética (Chapman, 2005). La velocidad de rotación

Donde

, del campo magnético es:

es la frecuencia del sistema, y p es el número de polos.

a. Concepto de deslizamiento del rotor: Hay dos términos que se usan para definir el movimiento relativo del rotor y sus campos magnéticos. Uno es la velocidad de deslizamiento, que se define como la diferencia entre la velocidad de sincronismo y la velocidad del rotor.

Donde:

= velocidad de deslizamiento = velocidad mecánica del eje del rotor

91

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2010

El otro término es el deslizamiento que se expresa en porcentaje:

b. Curva par - velocidad del generador de inducción La curva par velocidad mostrada en la figura I.2, muestra que si un motor primario el cual puede ser el viento, acciona un motor de inducción a una velocidad mayor a la velocidad de sincronismo (

), se invierte la

dirección de su par (fuerza de torsión) inducido y comenzará a operar como generador. Conforme se incrementa el par, se incrementa la cantidad de potencia producida por el generador de inducción (Chapman, 2005).

Figura I.2. Curva característica par velocidad del generador

La gran ventaja del generador de inducción es su simplicidad. Un generador de inducción no requiere de un circuito de campo separado y no tiene que operar continuamente a una velocidad fija. El hecho de que no requiere ningún regulador complicado hace de este generador una buena opción para utilizarlo en sistemas de potencia.

92

Técnicas en la Compensación de Potencia Reactiva y Control de Voltaje de Generadores Eólicos

II.

2010

SISTEMA ELÉCTRICO DE POTENCIA

Un sistema eléctrico está compuesto, en términos generales, por los siguientes subsistemas (Sistema Eléctrico de Potencia, s.f.): 1. Generación de energía 2. Transmisión 3. Subestaciones 4. Distribución 5. Consumo Cada subsistema contiene, a su vez, diferentes componentes físicos. Por razones técnicas y económicas, la energía se genera, transmite y distribuye, en forma trifásica (Chapman, 2005). 1. Generación. La energía eléctrica se genera en las centrales eléctricas. Una central eléctrica es una instalación que utiliza una fuente de energía primaria para hacer girar una turbina que, a su vez, hace girar un generador, que produce energía en corriente alterna senoidal. 2. Transmisión. La energía se transporta, frecuentemente a gran distancia de su centro de producción, a través de la red de transporte, encargada de enlazar las centrales con los puntos de utilización de energía eléctrica. Estas líneas están generalmente construidas sobre grandes torres metálicas. 3. Subestaciones. Las instalaciones llamadas subestaciones están equipadas con transformadores, encargados de modificar y establecer los niveles de 93

Técnicas en la Compensación de Potencia Reactiva y Control de Voltaje de Generadores Eólicos

2010

voltaje, con el fin de facilitar el transporte y distribución de la energía eléctrica.

Se

encuentran

junto

a

las

centrales

generadoras

(subestación elevadora) y en la periferia de las diversas zonas de consumo (subestación reductora). 4. Distribución Las redes de distribución de energía se encuentran en áreas urbanas y rurales, pueden ser aéreas, o subterráneas (estéticamente mejores, pero más costosas). 5. Consumo En los centros de consumo de la energía eléctrica, este se puede realizar en baja o alta tensión.

III.

TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA

La energía eléctrica no se puede almacenar. Por ello, es necesario transportarla al instante desde los centros de producción hasta los de consumo. La energía eléctrica que se obtiene en las centrales eléctricas se genera en media tensión (entre 12 KV y 16 KV). Para reducir pérdidas eléctricas y costos en los tendidos, se transporta en alta tensión hasta los grandes centros de consumo (ciudades, poblaciones, grandes industrias…). Las redes de alta tensión, denominadas de primera categoría transportan la electricidad a 100 KV, 132 KV, 220 KV, 380 KV o 400 KV (Proyecto Exedra, 2005).

94

Técnicas en la Compensación de Potencia Reactiva y Control de Voltaje de Generadores Eólicos

2010

En las subestaciones, el voltaje se vuelve a reducir a media tensión (entre valores de 3 KV-20KV, 30 KV-66KV), y desde allí la electricidad se distribuye hasta los centros de transformación, de los cuales se envía por la red de distribución en baja tensión (230 V-400 V) para abastecer a los distintos centros de consumo (viviendas, industrias, locales, servicios…). El elemento que eleva y reduce el nivel de los voltajes necesarias para los distintos tramos de la red eléctrica de transporte y distribución, es el transformador. Las líneas de transporte de alta tensión (AT) es aéreo, el de las líneas de media tensión (MT) y de baja tensión (BT) puede ser aéreo o subterráneo

Figura III.1. Representación esquemática del transporte y distribución de la energía eléctrica. Fuente: Proyecto Exedra ( 2005).

95

Técnicas en la Compensación de Potencia Reactiva y Control de Voltaje de Generadores Eólicos

IV.

2010

PARÁMETROS REQUERIDOS POR ENEE DE LOS GENERADORES

Datos Técnicos de los Equipos de la Central Eólica de EEHSA Características

Valor numérico

Unidad Física

Numero de turbinas presentes en la central

51

Cantidad de aspas por rotor

3

Potencia máxima de la turbina

2000

KW

Altura de la turbina

78

m

Diámetro del rotor

87

m

Mínima velocidad de operación

4

m/s

Máxima velocidad de operación

25

m/s

Tabla IV.1. Datos generales del parque eólico. Fuente: ENEE (2010).

Curva Velocidad - Potencia La generación de energía eólica depende de la velocidad del viento capturada por la turbina eólica. La potencia eléctrica versus la velocidad del viento para cada tipo de turbina existente en la central se puede observar en la siguiente tabla IV.2 y su correspondiente gráfica en la figura IV.1 (ENEE, 2010). El generador Gamesa G87-2MW 47 posee los datos requeridos para dicho generador.

47

Aerogenerador que se empleará en el parque eólico de EEHSA, el cual posee tecnología DFIG

96

Técnicas en la Compensación de Potencia Reactiva y Control de Voltaje de Generadores Eólicos

2010

Turbina de 2000 KW, Fabricante: Gamesa Velocidad

Potencia

Velocidad

Potencia

Velocidad

Potencia

m/s

KW

m/s

KW

m/s

KW

1

0

11

1794.7

21

2000

2

0

12

1931.1

22

2000

3

0

13

1981.0

23

2000

4

78.6

14

1995.3

24

2000

5

181.2

15

1998.3

25

2000

6

335.4

16

1999.8

26

0

7

549.8

17

2000

27

0

8

831.5

18

2000

28

0

9

1174.7

19

2000

29

0

10

1528.3

20

2000

30

0

Tabla IV.2. Potencia eléctrica versus velocidad de viento del generador de Gamesa G87 2.0 Fuente: ENEE (2010).

Figura IV.1. Curva de potencia de Gamesa G87 2.0 MW 97

Técnicas en la Compensación de Potencia Reactiva y Control de Voltaje de Generadores Eólicos

2010

V. ESPECIFICACIONES DEL GENERADOR GAMESA G87-2.0 MW Rotor Diámetro

87 m

Área de barrido

5.945 m^2

Velocidad de giro

9.0-19.0 rpm

Sentido de giro

Agujas del reloj (vista frontal)

Generador 2.0 MW Tipo

Generador doblemente alimentado

Potencia nominal

2.0 MW

Tensión

690 V ac

Frecuencia

50 Hz/60Hz

Número de polos

4

Velocidad de giro

1.080:2.280 rpm (nominal 2.016 rpm) (60Hz)

Intensidad nominal Estator

1.500 A, 690V

Factor de potencia

0.98 capacitivo - 0.96 inductivo a cargas parciales y 1 a potencia nominal.

Conexión a la red Los aerogeneradores doblemente alimentados de Gamesa y las tecnologías de

Crowbar

Activo

y

convertidor

sobredimensionado,

aseguran

el

cumplimiento de los más exigentes requerimientos de conexión a red. Soporte a huecos de tensión y regulación dinámica de potencia activa y reactiva.

98

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2010

Sistema de control Generador doblemente alimentado, controlado en velocidad y potencia mediante convertidores IGBT y control electrónico PWM (modulación por ancho de pulso). Ventajas: Control de potencia activa y reactiva. Bajo contenido en armónicos y mínimas pérdidas. Aumento de la eficiencia y de la producción. Mejora la vida útil de la máquina.

Aerogenerador G87-2MW En la siguiente figura V.1, se muestra las partes dentro de la góndola y de las palas del aerogenerador.

Figura V.1. Partes del generador Gamesa G87-2MW

99

Técnicas en la Compensación de Potencia Reactiva y Control de Voltaje de Generadores Eólicos

2010

SIGLAS CNFL, S.A.

Compañía Nacional de Fuerza y Luz

COES-Sinac

Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional

CTMGE

Capacidad Total Máxima de Generación Eólica

DFIG

Doubly Fed Induction Generator (Generador de Inducción Doblemente Alimentado)

EEHSA

Energía Eólica de Honduras

ENEE

Empresa Hondureña de Energía Eléctrica

GPE

Grado de Penetración de la Generación Eólica

ICE

Instituto Costarricense de Electricidad

IEC

Comisión Electrotécnica Internacional

IEEE

Instituto de Ingenieros Eléctricos y Electrónicos

P.O.

Procedimiento de operación

Pcc

Potencia de cortocircuito

PCC

punto de conexión común

PESRL

Plantas Eólicas, Sociedad de Responsabilidad Limitada

PEVC

Planta Eólica del Valle Central

PPA

Power Purchase Agreement (Contrato de Compra-Venta)

100

Técnicas en la Compensación de Potencia Reactiva y Control de Voltaje de Generadores Eólicos

2010

REE

Red Eléctrica de España

SCIG

Squirrel Cage Induction Generator (Generador de Inducción Jaula de ardilla)

SECOPT

Secretaría de Comunicaciones, Obras Públicas y Transporte

SEIN

Sistema Eléctrico Interconectado Nacional

SERNA

Secretaría de Recursos Naturales y Ambiente

SIC

Sistema Interconectado Central

SIN

Sistema Interconectado Nacional

UNE

Unificación de Normativas Españolas

SÍMBOLOS

∆V

Diferencia de voltaje

C

Capacitor

Fp

Factor de potencia

I

Corriente

KV

Kilovolts

KW

Kilovatios o kilowatts

L

Inductor

MW

Megavatios o Megawatts

101

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MWh

Megavatios/horas o Megawatts/horas

P

Potencia activa

P.U.

Cantidad por unidad

Q

Potencia Reactiva

QC

Potencia Reactiva capacitiva

QL

Potencia Reactiva inductiva

R

Resistencia

R/X

Resistencia / reactancia

S

Potencia aparente

Ut

Voltaje en terminales

V

Voltaje

VA

Voltamperes

VAR

Voltamperios reactivos

W

Vatios o Watts

X

Reactancia

XC

Reactancia Capacitiva

XL

Reactancia Inductiva

Z

Impedancia

2010

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Técnicas en la Compensación de Potencia Reactiva y Control de Voltaje de Generadores Eólicos

2010

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