Análisis de los efectos ante perturbaciones eléctricas y mecánicas en el generador de inducción de doble alimentación (DFIG).

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1 Análisis de los efectos ante perturbaciones eléctricas y mecánicas en el generador de inducción de doble alimentación (DFIG). TITULACIÓN: Grado Ingeniería Eléctrica AUTOR: José Manuel Torres Olmedo DIRECTOR: José Antonio Barrado Rodrigo FECHA: 09/2013

2 Análisis de los efectos ante perturbaciones eléctricas y mecánicas en el generador de inducción de doble alimentación (DFIG). 1. ÍNDICE GENERAL TITULACIÓN: Grado Ingeniería Eléctrica AUTOR: José Manuel Torres Olmedo DIRECTOR: José Antonio Barrado Rodrigo FECHA: 09/2013 2

3 1. Índice general ÍNDICE GENERAL 2 Memoria Objetivo del proyecto Alcance Normas y referencias Normas aplicadas Bibliografía Programas informáticos Introducción en sistemas de conversión de energía eólica a eléctrica Energía eólica Aerogeneradores Clasificación de los aerogeneradores Según tipo de orientación del eje Según tipo de orientación respecto al viento Según el número de palas Según tipo de generador Características constructivas Principios de conversión de energía eólica Introducción Potencia disponible del viento Potencia extraída por un aerogenerador Ley de Betz Coeficiente máximo de potencia Velocidad especifica TSR (λ) Coeficiente de potencia (Cp) Potencia extraída por el aerogenerador Curva potencia- velocidad y punto de máxima potencia El generador asíncrono doblemente alimentado (DFIG) Introducción Principio de funcionamiento Máquina de inducción Convertidor Crowbar Balance de potencias Transformada de Park Ecuaciones en régimen dinámico del generador DFIG Estudio de las perturbaciones en el aerogenerador Perturbaciones mecánicas Variaciones bruscas de la velocidad del viento Perturbación debido al paso de la pala por la torre Perturbaciones eléctricas Huecos de tensión Introducción... 35

4 1. Índice general Causantes de los huecos de tensión Tipologías de huecos de tensión Modelado del sistema DFIG en Simulink Modelo aerogenerador Curva de potencia Modelo del generador DFIG Modelo de control lado rotor (RSC) Modelo del Pitch control Resultados de simulación del modelo DFIG Funcionamiento en condiciones nominales Balances de potencia Pitch control Resultado ante perturbaciones mecánicas Cambio brusco de la velocidad del viento en forma de rampa, Cambio brusco de la velocidad del viento en forma de escalón, Efecto de la sombra de la torre sobre las aspas Resultado ante perturbaciones eléctricas DFIG sometido a huecos de tensión tipo A, C, D, F y G profundidad del 10 % DFIG sometido a huecos de tensión tipo A, C, D, F y G profundidad del 50 % DFIG sometido a huecos de tensión A, C, D, F y G profundidad del 90 % Respuesta ante protección Crowbar Conclusiones Tarragona, a 6 de Septiembre de EL TÉCNICO: José Manuel Torres Olmedo 4

5 Análisis de los efectos ante perturbaciones eléctricas y mecánicas en el generador de inducción de doble alimentación (DFIG). 2. MEMORIA TITULACIÓN: Grado Ingeniería Eléctrica AUTOR: José Manuel Torres Olmedo DIRECTOR: José Antonio Barrado Rodrigo FECHA: 09/2013

6 INDICE MEMORIA 2 Memoria Objetivo del proyecto Alcance Normas y referencias Normas aplicadas Bibliografía Programas informáticos Introducción en sistemas de conversión de energía eólica a eléctrica Energía eólica Aerogeneradores Clasificación de los aerogeneradores Según tipo de orientación del eje Según tipo de orientación respecto al viento Según el número de palas Según tipo de generador Características constructivas Principios de conversión de energía eólica Introducción Potencia disponible del viento Potencia extraída por un aerogenerador Ley de Betz Coeficiente máximo de potencia Velocidad especifica TSR (λ) Coeficiente de potencia (Cp) Potencia extraída por el aerogenerador Curva potencia- velocidad y punto de máxima potencia El generador asíncrono doblemente alimentado (DFIG) Introducción Principio de funcionamiento Máquina de inducción Convertidor Crowbar Balance de potencias Transformada de Park Ecuaciones en régimen dinámico del generador DFIG Estudio de las perturbaciones en el aerogenerador Perturbaciones mecánicas Variaciones bruscas de la velocidad del viento Perturbación debido al paso de la pala por la torre Perturbaciones eléctricas Huecos de tensión... 35

7 Introducción Causantes de los huecos de tensión Tipologías de huecos de tensión Modelado del sistema DFIG en Simulink Modelo aerogenerador Curva de potencia Modelo del generador DFIG Modelo de control lado rotor (RSC) Modelo del Pitch control

8 2 Memoria 2.1 Objetivo del proyecto Este proyecto tiene como objetivo realizar un estudio de los efectos ante perturbaciones eléctricas y mecánicas de la máquina de inducción doblemente alimentada (DFIG). Para analizar dichos efectos se desarrollará un modelo en Simulink de una turbina eólica con un DFIG, y se realizaran una serie de simulaciones con el propósito de comprender su funcionamiento en régimen dinámico frente a las perturbaciones mencionadas. 2.2 Alcance En este proyecto se realizara lo siguiente: Comprender la conversión de energía eólica a eléctrica Analizar las distintos tipos de sistemas de conversión (aerogeneradores). Comprender el funcionamiento de un generador DFIG Modelar el generador DFIG en Simulink. Analizar perturbaciones mecánicas. Analizar perturbaciones eléctricas. 2.3 Normas y referencias Normas aplicadas UNE-EN 50160:2011: Características de la tensión suministrada por las redes generales de distribución. P.O.12.3: Requisitos de respuesta frente a huecos de tensión de las instalaciones eólicas (REE) Bibliografía [1] Sistemas eólicos de producción de energía eléctrica; J.L.Rodriguez, J.C. Burgos, S. Arnalte; Editorial Rueda [2] Máquinas eléctricas; Jesus Fraile Mora; Editorial McGraw Hill, Sexta edición [3] A.Rolán, Estudio del efecto de los huecos de tensión en el generador de inducción doblemente alimentado. Tesis doctoral, Departament d Enginyeria Elèctrica, Universitat Politècnica de Catalunya, Novembre de [4] Isabel Gamarra Rodríguez, Control de un generador doblemente alimentado para turbinas eólicas ; Proyecto final de carrera; Universitat Politècnica de Catalunya, Junio de [5] B. Wu, Y. Lang, N. Zargari and S. Kouro, Power Conversion and Control of Wind Energy Systems, John Wiley & Sons, Inc., [6] M.H.J. Bollen, Understanding power quality problems: Voltage sags and interruptions; Nueva York: IEEE Press, [7] J.G. Slootweg, H. Polinder y W. L. Kling; Representing wind turbine electrical generating systems in fundamental frequency simulations; IEEE [8] Cuaderno de aplicaciones técnicas nº12: Plantas eólicas; ABB Programas informáticos - SimPowerSystems de Simulink (Matlab R2010b) 8

9 2.4 Introducción en sistemas de conversión de energía eólica a eléctrica Energía eólica La energía eólica es la energía renovable más madura y desarrollada. Genera electricidad a través de la fuerza del viento, mediante la utilización de la energía cinética producida por efecto de las corrientes de aire. Se trata de una fuente de energía limpia e inagotable, que reduce la emisión de gases de efecto invernadero y preserva el medioambiente. La energía eólica ha sido aprovechada desde la antigüedad para mover los barcos impulsados por velas o hacer funcionar la maquinaria de molinos al mover sus aspas. Desde principios del siglo XX, produce energía eléctrica a través de los aerogeneradores. La energía eólica mueve una hélice y, mediante un sistema mecánico, hace girar el rotor de un generador que produce energía eléctrica. [1] Aerogeneradores Clasificación de los aerogeneradores Los aerogeneradores se pueden clasificar según estos criterios: Según tipo de orientación del eje a) Aerogeneradores de eje vertical VAWT (Vertical Axis Wind Turbine): El eje de rotación se encuentra perpendicular a la dirección del viento. Las principales ventajas de este tipo de turbinas son la ausencia de sistemas de orientación y direccionamiento. Dentro de esta familia de turbinas se encuentran dos tipos: a. Aerogenerador Savonius: Es el modelo más simple de aerogenerador y consta de dos (o cuatro) chapas verticales, sin perfil de ala y curvadas en forma de semicilindro (Figura 1). También se denomina "aerogenerador de resistencia" ya que el par motor sobre el eje está generado por la diferencia de resistencia (fricción) que las superficies verticales dispuestas simétricamente respecto al eje ofrecen al viento. Las principales características del aerogenerador Savonius son: Aerogenerador lento. Poca eficiencia. Utilizable con vientos de poca intensidad y en un rango limitado Necesidad de un control de velocidad adecuado para mantener la eficiencia dentro de unos valores aceptables. Imposibilidad de reducir la superficie aerodinámica en caso de velocidad superior a la nominal debido a sus palas fijas. Necesidad de una estructura robusta que resista los vientos extremos Válido solo para aplicaciones de poca potencia Poco ruidoso. 9

10 Figura 1: Aerogenerador Savonius b. Aerogenerador Darrieus: Son aerogeneradores de eje vertical y de "sustentación", ya que las superficies expuestas al viento presentan un perfil de ala capaz de generar una distribución de la presión a lo largo de la pala y, por tanto, un par en el eje de rotación. Con relación a los aerogeneradores de resistencia Savonius, los de tipo Darrieus (y todos los aerogeneradores de "sustentación") proporcionan una mayor eficiencia al tener menos pérdidas por fricción. No obstante, un aerogenerador Darrieus es incapaz de arrancar por sí solo dado que, independientemente de la velocidad del viento, el par de arranque es nulo: como consecuencia, este aerogenerador necesita un dispositivo auxiliar. Las principales características del aerogenerador Darrieus son: Aerogenerador rápido. Eficiencia menor que los aerogeneradores de eje horizontal. Adaptación a los cambios de dirección del viento. Eficiente para vientos con una notable componente vertical de la velocidad. Utilizable con vientos de poca intensidad y un rango limitado. Necesidad de un dispositivo mecánico para el paro de la turbina. Utilizable para aplicaciones de gran potencia. Poco ruidoso y con vibraciones que se limitan a la cimentación. Capaz de funcionar con vientos turbulentos. Figura 2: Aerogenerador Darrieus 10

11 b) Aerogeneradores de eje horizontal HAWT (Horizontal Axis Wind Turbine): Son los aerogeneradores más utilizados. Su eje de rotación se encuentra paralelo al terreno y a la dirección del viento. Su principal ventaja es que se puede aprovechar mejor las corrientes de aire y permiten obtener una eficacia más elevada. Este tipo de aerogeneradores tiene diversas familias en función de numero de palas, orientación respecto al viento, etc... donde se explicaran con mayor énfasis en los siguientes apartados. Figura 3: Aerogeneradores de eje horizontal Según tipo de orientación respecto al viento A barlovento: Los aerogeneradores de eje horizontal a barlovento, llamados así porque el viento encuentra antes el rotor que la torre, tienen una mayor eficiencia que los aerogeneradores a sotavento, ya que no presentan interferencias aerodinámicas con la torre. En cambio, tienen el inconveniente de no alinearse autónomamente con relación al viento, por lo que necesitan una aleta direccional o un sistema de orientación. A sotavento: Los aerogeneradores de eje horizontal a sotavento acusan los efectos negativos de la interacción torre-rotor, pero se alinean autónomamente y pueden utilizar un rotor flexible para resistir los vientos fuertes. Figura 4: Tipo de orientación respecto al viento 11

12 Según el número de palas a) Monopala: Permite una mayor velocidad de rotación, reducción de masas y costes de material, en las palas, en la caja multiplicadora y en el generador. Tienen el inconveniente de necesitar un equilibrado muy preciso con un contrapeso de compensación, y existe un mayor riesgo de desequilibrio aerodinámico y vibraciones con la aparición de cargas de fatiga. También aumenta la generación de ruidos. Del orden del doble que un rotor tripala Figura 5: Aerogenerador monopala b) Bipala: Reduce el coste de material y equipos respecto del rotor tripala, pero presenta también la desventaja respecto a éste ultimo de un mayor nivel de esfuerzos dinámicos. De forma similar a rotor monopala se producen esfuerzos mecánicos originados por la variación del perfil de la velocidad del viento con la altura. Además estos rotores presentan respecto a los tripalas un mayor nivel de vibraciones y de ruido. Figura 6: Aerogenerador bipala 12

13 c) Tripala: Presentan como principal ventaja la de un giro más suave y uniforme debido a las propiedades de su momento de inercia, por lo que se minimiza la inducción de esfuerzos sobre la estructura. Además gira a menor velocidad que los rotores mono y bipala, disminuyéndose los esfuerzos de la fuerza centrífuga, el nivel de vibraciones y la producción de ruido. En la actualidad el rotor tripala es la configuración más usada en turbinas eólicas rápidas dedicadas a la generación de electricidad. Figura 7: Aerogeneradores tripala d) Multipala: Los rotores multipala se caracterizan por tener un numero de palas que puede variar de 6 a 24 y por lo tanto una solidez elevada. Presentan elevados pares de arranque y una reducida velocidad de giro. La velocidad lineal en la punta de las palas de estas máquinas, en condiciones de diseño, es del mismo orden que la velocidad del viento incidente. Estas características hacen que la aplicación fundamental de estas turbinas haya sido tradicionalmente el bombeo de agua. No se utilizan en aplicaciones de generación de energía eléctrica debido a su bajo régimen de giro [3]. Figura 8: Aerogenerador multipala 13

14 Según tipo de generador a) Generador asíncrono de jaula de ardilla: Un generador asíncrono de jaula de ardilla puede funcionar como generador eléctrico de velocidad prácticamente constante, como se puede observar en la figura 9. Este generador presenta las ventajas de tener mayor fiabilidad, robustez y menor precio, debido a la ausencia de contactos rozantes y la sencillez del rotor. El inconveniente es que para poder generar a velocidad variable se necesita un convertidor de frecuencia conectado entre el estator y la red, donde dicho convertidor deberá ser de gran potencia debido a que tendrá que rectificar toda la potencia generada. Figura 9: Generador asíncrono jaula de ardilla b) Generador asíncrono con control de deslizamiento: Este tipo de sistemas constituye la tecnología más simple de los aerogeneradores de velocidad variable. En ellos se realiza un control del deslizamiento de un generador de inducción de rotor bobinado a través de la regulación de una resistencia conectada a su circuito rotórico. El empleo de sistemas de este tipo permite controlar de forma dinámica el par electromagnético del generador en un margen de velocidad comprendido entre la velocidad de sincronismo y una velocidad del 10% supersíncrona, sin la necesidad de modificar la frecuencia de la fuente conectada al estator del generador. [1] a. Mediante resistencias rotóricas: Este sistema consiste en conectar una resistencia variable o reóstato en el rotor del generador, donde se podrá modificar la resistencia total que presenta el circuito del rotor. En la siguiente imagen se puede observar que variando el valor de la resistencia externa conectada al rotor, es posible desarrollar un par determinado a distintas velocidades, cuanto mayor sea el valor de la resistencia obtenemos mayor rango de velocidades a la que podremos generar. 14

15 Figura 10: Generador asíncrono con control de deslizamiento mediante resistencias rotóricas y característica par velocidad b. Con recuperación de la energía: En los sistemas descritos en el apartado anterior, parte de la energía mecánica que el generador absorbe por el eje se disipa en la resistencia externa conectada al rotor. Sin embargo, existe una variante de este método en la que la energía eléctrica generada en el rotor de la máquina, en lugar de ser disipada en unas resistencias, se restituye a la red, aumentado con ello la potencia generada. Este método es conocido como método Scherbius estático. Figura 11: Generador asíncrono con control de deslizamiento mediante recuperación de energía c) Generador asíncrono doblemente alimentado: Este sistema trata de un generador de inducción de rotor devanado, alimentado por un convertidor compuesto por dos convertidores electrónicos CA/CC reversibles. El propósito de lo anterior es generar una tensión de valor eficaz y frecuencia constante aunque su eje gire a velocidad variable, en régimen subsíncrono o supersíncrono. A diferencia de los sistemas explicados en el apartado anterior con el convertidor conectado al lado del rotor (CR) se puede regular la amplitud, frecuencia y fase de la tensión aplicada al rotor, lo cual permite realizar un control vectorial de la máquina para regular el par electromagnético y el factor de potencia del aerogenerador en un amplio rango de velocidades de giro, por otra parte el convertidor del lado de la red (CG) hace posible 15

16 realizar una regulación de las potencias activas y reactivas, lo cual permite extraer o inyectar potencia activa generada por el rotor de la máquina y controlar la potencia reactiva intercambiada entre este convertidor y la red. [1] Este será el generador de estudio en este proyecto Figura 12: Generador asíncrono doblemente alimentado d) Generador síncrono con excitación independiente: Se trata de un generador síncrono con rotor devanado, conectado a un convertidor de frecuencia para una conversión inmediata a corriente continua. También disponen de un convertidor de frecuencia entre el estator y la red que permite variar la frecuencia de salida del generador, de tal manera que permite generar a velocidad variable. Figura 13: Generador síncrono con excitación independiente e) Generador síncrono con imanes permanentes: Los generadores síncronos con imanes permanentes constituyen unas de las alternativas más interesantes en generación eólica a velocidad variable. La implementación de imanes permanentes, permite eliminar los anillos rozantes y las perdidas en el devanado del rotor. Otra ventaja es la reducción de tamaño de la máquina, la posibilidad de construir maquinas con un gran número de polos con la consecuencia de poder eliminar la caja multiplicadora y reducir las pérdidas mecánicas. Una de las características de esta máquina es la robustez y fiabilidad que presenta, utilizándose mucho en parques eólicos offshore. 16

17 Características constructivas Como se explicó en los apartados anteriores existen muchas variantes de aerogeneradores, sin embargo la tecnología actual de los aerogeneradores ha evolucionado hacia el aerogenerador de eje horizontal, tripala, orientadas a barlovento y con torre tubular. Debido a este motivo, se analizara a continuación los componentes de este tipo de máquina. Figura 14: Componentes de un aerogenerador 1. Pala 2. Soporte de pala 3. Actuador del ángulo de paso 4. Buje 5. Cubierta 6. Soporte principal 7. Eje principal 8. Luces de señalización aérea 9. Multiplicador 10. Dispositivos hidráulicos de refrigeración 11. Frenos mecánicos 12. Generador 13. Convertidor de potencia y dispositivos eléctricos de control y protección 14. Transformador 15. Anemómetros 16. Estructura de la góndola 17. Torre de soporte 18. Mecanismo actuador de orientación A continuación describiremos cada una de las partes de la estructura de un aerogenerador: a) La torre. Es la parte que soporta la góndola y el rotor. Normalmente suelen ser de longitud elevada, ya que la velocidad del viento es mayor cuánto más lejos estamos del nivel del suelo. Pueden ser tubulares o de celosía. Las primeras son más seguras para el personal de mantenimiento, ya que disponen de una escalera interior que llega hasta la parte superior de la turbina. Las segundas, aunque son más inseguras, tienen un coste es mucho más barato. 17

18 b) La góndola. Es un habitáculo que contiene los componentes más importantes de un aerogenerador, como el multiplicador o el generador eléctrico. Se puede acceder a ella desde la torre de la turbina. c) El multiplicador. Con el eje de baja velocidad a su izquierda y el de alta velocidad a su derecha, el multiplicador permite que el segundo gire 50 veces más rápido que el primero. d) El eje de baja velocidad. Se trata de un eje que conecta el buje del rotor al multiplicador. Por dentro del eje encontramos unos conductos del sistema hidráulico usados para los frenos aerodinámicos. e) El buje del rotor. El buje ("hub" en inglés) es el elemento al que van unidas las palas. Situado en la parte frontal del aerogenerador, acoplado al eje de baja velocidad, es el único elemento exterior que gira. Se le suele unir los rodamientos de pala, que minimizan el rozamiento de las palas. Normalmente se fabrica con acero fundido. f) El eje de alta velocidad. Si gira con la velocidad adecuada, este eje es el que permite que el generador eléctrico funcione. Dicha velocidad equivale aproximadamente a 1500 revoluciones por minuto (min - 1 ). Además, lleva acoplado, por si falla el freno aerodinámico, un freno de disco mecánico de emergencia. g) El generador eléctrico. Se considera un generador eléctrico a todo aquél dispositivo que pueda mantener una diferencia de potencial eléctrico entre sus bornes (polos o terminales). Gracias a la acción de un campo magnético, un generador consigue su objetivo, transformar energía mecánica en eléctrica. En los aerogeneradores, el generador suele ser asíncrono o de inducción. h) Las palas del rotor. Son las responsables de "capturar" el viento y transmitir su potencia al buje. Existen de muchos tamaños y diseños, dependiendo normalmente de la potencia que se quiera generar. i) La unidad de refrigeración. Consiste en un ventilador eléctrico que enfría el generador. Contiene también una unidad refrigerante por aceite o por agua, que se usa para enfriar el propio aceite del multiplicador. 18

19 j) El controlador eléctrico. Se trata de un ordenador el cual monitoriza las condiciones del aerogenerador, y controla el mecanismo de orientación (que vigila la dirección del viento mediante la veleta).si ocurre cualquier problema en el aerogenerador, como, por ejemplo, un sobrecalentamiento en el multiplicador, automáticamente para el aerogenerador y "llama" al operario encargado de la turbina a través de un módem. k) El anemómetro y la veleta. El anemómetro es un dispositivo usado para medir la velocidad del viento. La veleta es un aparato para comprobar la dirección del viento. En un aerogenerador, las señales eléctricas del anemómetro las utiliza el controlador electrónico para conectar el aerogenerador cuando el viento alcanza los 5 m/s. Asimismo, si el viento sobrepasa los 25 m/s, el ordenador parará el aerogenerador para proteger la turbina y sus alrededores. Las señales enviadas por la veleta son utilizadas por el controlador para girar el aerogenerador en contra del viento. 19

20 2.4.3 Principios de conversión de energía eólica Introducción La energía eólica es la energía obtenida del viento, es decir, aquella que se obtiene de la energía cinética generada por efecto de las corrientes de aire y así mismo las vibraciones que el aire produce. Para transformar dicha energía cinética del aire en energía eléctrica se utilizan aerogeneradores, esta energía depende de la interacción entre las palas del rotor y el viento, transformando la energía cinética del viento en energía mecánica y por ultimo transformando esta última en eléctrica Potencia disponible del viento La energía cinética Ec de una masa de aire m que se mueve a una velocidad v1 constante viene dada por la expresión: E c = 1 2 m v 1 2 ( 0 ) Figura 15: Volumen formado por la superficie de las aspas en un determinado tiempo Para calcular la masa de aire que pasa, se considera el volumen (V) que atraviesa la superficie (S) de las aspas en un tiempo (t). En el dibujo, ese volumen es del cilindro, cuya base es la superficie de las aspas, y la altura es el producto de la velocidad del aire por el tiempo: V = S (v t) ( 1 ) La masa de aire que pasa en un tiempo t será el producto de la densidad por el volumen de aire que pasa en ese tiempo: De tal forma, que substituyendo nos queda que: m = ρ V ( 2 ) E c = 1 2 ρ S v 1 3 t ( 3 ) 20

21 Y sabiendo que la potencia es la energía con respecto al tiempo: P disp = E t = 1 2 ρ S v 1 3 ( 4 ) Como se puede observar en la ecuación [4], la potencia disponible Pdisp varia con el cubo de la velocidad del viento, ya que los demás términos de la ecuación se mantienen constantes. Por ejemplo, tomando una densidad estándar al nivel del mar de: ρ =1.225 kg /m, y una superficie con valor unitario, tenemos: v 1 = 5 m/s P disp = 76 W m 2 v 1 = 6 m/s P disp = 132 W m 2 v 1 = 7 m/s P disp = 210 W m 2 Por la tanto, con incrementos de viento de 1 m/s, obtenemos aumentos de potencia entre el 60% y 70%. Por otra parte, tomando un valor constante de viento, como por ejemplo 7 m/s, podemos calcular el área y por lo tanto el diámetro para varias potencias. P = 1kW S = 4,7 m 2 D = 2,5m P = 10kW S = 47,6 m 2 D = 7,8m P = 20kW S = 95,2m 2 D = 11m Figura 16: Potencia en función del área de barrido [8] 21

22 Potencia extraída por un aerogenerador Ley de Betz Para calcular la potencia aprovechada por el rotor del aerogenerador, debemos utilizar la ley de Betz, La teoría de Betz se basa en las siguientes hipótesis:[8] El conjunto de las palas del aerogenerador equivale a un "disco poroso" de espesor nulo, disco actuador con un número infinito de palas. La masa de aire que fluye a través del disco permanece separada de la masa que lo rodea. La masa de aire fluye solo en dirección longitudinal. La deceleración del aire en el disco actuador se distribuye uniformemente en toda la sección del disco. En las secciones suficientemente lejanas aguas arriba y aguas abajo la presión es igual a la atmosférica. Aparte del aerogenerador, el flujo eólico no encuentra obstáculos ni antes ni después. El viento es estacionario y su intensidad permanece constante con la altura. No se producen efectos rotativos sobre la masa de aire. Se desprecia la compresibilidad del aire, es decir, la densidad se considera constante. Figura 17: Aplicando la ley de conservación de la masa tenemos que: m = ρ A 1 v 1 = ρ S v avg = ρ A 2 v 2 ( 5 ) Donde v 1 es la velocidad en la parte frontal del rotor y v 2 es la velocidad aguas abajo del rotor, y v avg es la velocidad a la que el dispositivo de alimentación de fluido ρ es la densidad del fluido, y S es la sección de la turbina. La potencia viene determinada por las siguientes expresiones: P = de dt = F dx dt = F v avg ( 6 ) 22

23 La fuerza ejercida sobre el viento por el rotor puede ser escrito como: P = F v avg = (m v) v avg = ρ S v avg2 (v 1 v 2 ) ( 7 ) y la potencia calculada mediante la energía cinética viene determinada por: P = de dt = = 1 2 ρ S v avg (v 1 v 2 ) 2 ( 8 ) igualando la ecuación [7] por la ecuación [8], tenemos: ρ S v avg2 (v 1 v 2 ) = 1 2 ρ S v avg (v 1 v 2 ) 2 ( 9 ) v avg2 (v 1 v 2 ) = 1 2 v avg (v 1 v 2 ) 2 ( 10 ) v avg = 1 2 (v 1 + v 2 ) ( 11 ) sustituyendo la ecuación [7] con [11]: P = de dt = 1 4 ρ S (v 1 + v 2 ) (v 1 v 2 ) 2 = 1 4 ρ S v 1 3 (1 ( v 2 2 ) + ( v 2 ) ( v 3 2 ) ) ( 12 ) v 1 v 1 v 1 y derivando la función e igualando-la a cero que P alcanza su valor máximo cuando: v 2 v 1 = 1 3 ( 13 ) Sustituyendo queda: P max = 8 27 ρ S v 1 3 ( 14 ) 23

24 Coeficiente máximo de potencia Se define el coeficiente de potencia Cp (o coeficiente de eficiencia) como la relación entre la potencia máxima extraída y la potencia disponible del viento: C P = P max P disp = 8 27 ρ S v 1 3 = 1 2 ρ S v = 0,59 ( 15 ) Donde C P = 0,59 es conocido fundamental: como el límite de Betz y expresa concepto "La máxima potencia teórica extraíble de una corriente de aire con un aerogenerador ideal no puede superar el 59% de la potencia disponible del viento incidente". El coeficiente de potencia es en función del ángulo de inclinación de la pala (β) y de la velocidad especifica TSR (λ) Velocidad especifica TSR (λ) La relación de velocidad específica o periférica Tip-Speed-Ratio (λ), es un término que sirve para comparar el funcionamiento de máquinas eólicas diferentes, por lo que también se le suele denominar velocidad específica. El TSR indica que la periferia de la pala circula a una velocidad TSR veces mayor que la velocidad del viento v y es la relación entre la velocidad periférica de la pala (R turbina ω turbina ) y la velocidad del viento, en la forma: λ = R turbina ω turbina v viento ( 16 ) Coeficiente de potencia (Cp) El coeficiente de potencia puede ser calculado de forma aproximada con la siguiente expresión matemática: donde: c p (β, λ) = C 1 (C 2 1 C λ 3 β C 4 β C 5 C 6 ) e C 1 7 λ 1 ( 17 ) 1 1 λ 1 = 1 λ + C 8 β C ( 18 ) β 3 o β = es el ángulo de paso de pala o λ = velocidad especifica (TSR) o Los coeficientes c1..c9 dependen del tipo de turbina eólica, y será suministrado por el fabricante. 24

25 Potencia extraída por el aerogenerador Sabido de que la potencia extraída por un aerogenerador es: P aero = c p (β, λ) 1 2 ρ S v 1 3 ( 19 ) La potencia eléctrica se pude calcular con la siguiente expresión: P e = η e η m c p (β, λ) 1 2 ρ S v 1 3 ( 20 ) Donde: η m es el rendimiento mecánico global de toda la transmisión, desde el rotor hasta el generador eléctrico pasando por el multiplicador. η e es el rendimiento del generador eléctrico Curva potencia- velocidad y punto de máxima potencia La principal ventaja de los generadores a velocidad variable es que están diseñados para trabajar a una velocidad óptima en función de la velocidad de viento para obtener el punto máximo de potencia, a esto se le conoce como seguimiento del punto máximo de potencia (en inglés maximum power point tracking o MPPT). La base del MPPT es que dada una velocidad de viento, existe una potencia máxima que es posible extraer si se hace girar el rotor eólico a una determinada velocidad. Sin embargo en la práctica se suele extraer la potencia óptima, ya que a determinadas velocidades de viento no interesa extraer la potencia máxima. [3] Todo esto se expresa en la siguiente imagen, donde se puede observar tres zonas de trabajo: Parking Mode: Zona donde la velocidad de la turbina es inferior a la velocidad mínima (en el caso de la imagen 0.4 pu), por lo tanto, no se extraerá potencia del viento. Generator Control: Zona donde la velocidad de la turbina esta entre la velocidad máxima y mínima (en el caso de la imagen entre 0.4 pu y 1.0 pu), por lo tanto se extraerá la potencia máxima u optima en función de la velocidad del viento. En esta zona cabe destacar la importancia del control del generador para lograr el MPPT. 25

26 Pitch Control: Zona donde la velocidad de giro es superior a la velocidad máxima (en el caso de la imagen 1.0 pu), entonces se limita la potencia disponible al valor de potencia nominal, variando el ángulo de paso de pala (β). Figura 18: Curvas Potencia-Velocidad del aerogenerador y MPPT 26

27 2.5 El generador asíncrono doblemente alimentado (DFIG) Introducción El generador de inducción doble alimentado (DFIG) es una máquina de inducción de velocidad variable, muy utilizada en generadores eólicos. Esta máquina puede generar una tensión de valor eficaz y frecuencia constante aunque se eje gire a velocidad variable. Para ello se alimenta el devanado del rotor con un convertidor de frecuencia compuesto por dos convertidores electrónicos CA/CC reversibles (RSC y GSC). El convertidor RSC permite realizar un control vectorial de la máquina para regular el par electromagnético y el factor de potencia del generador en un amplio rango de velocidades. Por otro lado el convertidor GSC hace posible la regulación independiente de la potencia activa y reactiva, lo que permite extraer o inyectar la potencia activa generada por el rotor y controlar la potencia reactiva intercambiada entre el convertidor y la red.[3] Figura 19: Generador inducción doblemente alimentado Principio de funcionamiento Máquina de inducción El principio de funcionamiento del generador asíncrono se basa en crear mediante la alimentación del estator un campo magnético en el entrehierro giratorio a la velocidad de sincronismo. La velocidad de este campo está directamente relacionada con la frecuencia de las corrientes estatóricas y con el número de pares de polos de la máquina, mediante la expresión: ω s = 2 π f S p ( 21 ) Si se alimenta el rotor con un sistema trifásico de tensiones de frecuencia f r, el rotor también creara un campo magnético que girara a una velocidad: ω r = 2 π f r p ( 22 ) 27

28 De tal forma que la combinación de ambas velocidades será la velocidad mecánica del eje de la máquina (ω m ): ω m = ω s ω r ( 23 ) También con estas ecuaciones se puede obtener el deslizamiento, que es lo que define el cuadrante de funcionamiento de la máquina: s = ω s ω m ω s = ω r ω s ( 24 ) Figura 20: Régimen de funcionamiento en función de la relación Par-Velocidad De la última igualdad también podemos deducir que: f r = s f s ( 25 ) Cuando la velocidad angular del rotor es mayor que la velocidad síncrona, el deslizamiento es negativo. En este caso el rotor entrega energía eléctrica, es lo que se conoce como modo de generación supersíncrono. En el caso contrario, cuando la velocidad del rotor es menor que la velocidad de síncrona, la velocidad angular del deslizamiento es positiva por lo que el rotor recibe energía eléctrica de la red. Este hecho es conocido como modo de generación subsíncrono Convertidor El DFIG es una máquina asíncrona con un rotor bobinado al que se puede acceder desde el exterior a partir de unos anillos rozantes situados en su eje. Así, tanto el estator como el rotor se pueden alimentar de manera independiente. 28

29 Como se puede observar en la figura 19, el estator queda conectado directamente a la red, y el rotor está conectado a la red mediante un convertidor AC-DC-AC reversible o backto-back, que nos permitirá inyectar al rotor corrientes de amplitud, fase y frecuencia deseadas para realizar el control vectorial de la máquina. Este convertidor consta de 2 partes: RSC (Rotor-side converter): El RSC es el convertidor conectado al lado del rotor. El conversor del lado del rotor controla independientemente la potencia activa y reactiva de la máquina. Este control se realiza a través de los ejes d-q (transformada de Park). De esta forma, la componente q de la corriente del rotor Irq es usada para controlar la potencia reactiva, y la componente d de la corriente del rotor Ird i es usada para controlar el torque de la turbina eólica, por lo tanto, su velocidad. GSC (Grid-side converter): El GSC es el convertidor conectado al lado de la red. El conversor del lado de la red es el que mantiene el voltaje DC en un valor predefinido, independiente de la magnitud y dirección de la potencia del rotor, y además garantiza que la operación del conversor sea con un factor de potencia de 1, es decir, que no genere ni consuma potencia reactiva. Esto significa que el convertidor del lado de la red intercambia solo potencia activa con la red, por lo tanto, la transmisión de potencia reactiva desde la máquina doblemente alimentada hacia la red se realiza a través del estator Crowbar Las caídas de tensión en la red se pueden producir por diferentes motivos: Cortocircuitos en algún lugar del sistema de distribución. Operaciones de conmutación asociados con desconexión temporal del suministro. Flujos de corrientes elevados causados por el arranque de grandes motores. Por saturación de transformadores. Las caídas en la tensión llevan a fallos de corto circuito causados mayormente por equipos de desconexión. Estos fallos pueden ser simétricos (trifásicos o de fase a tierra).o asimétricos (monofásicos o bifásicos o bifásicos a tierra). La magnitud de las caídas de tensión en un punto del sistema depende principalmente del tipo de fallo, de la distancia del fallo, de la configuración del sistema y de la impedancia de la red. Dependiendo del tipo de fallo las magnitudes de las caídas de tensión de cada fase podrían ser igual en fallos simétricos o desiguales en fallos asimétricos. Hasta ahora para evitar las elevadas corrientes en el sistema se aplica un crowbar en la parte del generador conectado al rotor cuando las corrientes exceden un límite. Mientras que el convertidor es cortocircuitado, el generador opera como un generador normal de inducción. La velocidad de la máquina puede ser mayor que la sincrónica antes del fallo, cuando este se produce la máquina se acelera. El punto de 29

30 operación de la máquina es excedido durante el fallo en la red, al operar a velocidad supersíncrona. Cortocircuitando el rotor mediante una resistencia y una inductancia en serie se consigue que el punto de funcionamiento opere a mayores velocidades y se reduce el consumo de potencia reactiva de la máquina. Después de un tiempo el circuito de protección es desconectado para seguir con la operación normal Balance de potencias Figura 21: Protección Crowbar Los convertidores son necesarios para que la energía fluya en ambas direcciones ya que estos generadores necesitan tanto de potencia reactiva como potencia activa para funcionar, ya que el rotor puede recibir o entregar potencia a la red, además la potencia reactiva, es necesaria para crear su campo magnético. El convertidor conectado al rotor debe operar en ambos sentidos, justificación por la que se deben emplear convertidores bidireccionales (back-to-back). [4] Una de las características propias del sistema DFIG es su balance de potencias. Tras realizar un sencillo análisis de las expresiones anteriores se llega a la conclusión de que cuando el generador actúa a velocidades inferiores a la nominal (s > 0) la potencia del rotor tendrá signo contrario a la potencia activa y, por tanto, el rotor absorberá energía del convertidor. Cuando el generador actúe a velocidades superiores a la de sincronismo el rotor entregará energía y la potencia global del generador será la generada por el estator más la generada por el rotor. La potencia activa mecánica de la turbina, es proporcional al par mecánico y a la velocidad del rotor: P m = T m ω m ( 26 ) La potencia activa proveniente del estator es proporcional al par electromagnético y a la velocidad de sincronismo: P s = T e ω s ( 27 ) 30

31 Despreciando las pérdidas del generador se obtiene que: T m = T e P m = P s + P r ( 28 ) El par mecánico es igual al par electromagnético. La potencia activa mecánica es la suma de la potencia activa del estator y la potencia activa del rotor. Al despejar la potencia del rotor de (1.10) se deduce que la diferencia entre la potencia mecánica total y la potencia del estator dan lugar a la potencia del rotor. Al sustituir las potencias por sus ecuaciones, la potencia del rotor resulta: P r = T m ω m T e ω s ( 29 ) Finalmente se concluye que la potencia del rotor es proporcional a la velocidad de deslizamiento y a la potencia del estator. La ecuación anterior se reescribe como: P r = s P s ( 30 ) Como se ha demostrado, por el convertidor del rotor circula únicamente una pequeña proporción de la potencia total de la máquina. Esta depende del deslizamiento al que la máquina esté funcionando. Esta es la razón de que este tipo de generadores sean adecuados para aplicaciones donde el rango de variación de la velocidad sea pequeño, como es el caso de los aerogeneradores. Figura 22: DFIG con balance de potencias en régimen subsíncrono y supersíncrono 31

32 2.5.3 Transformada de Park La transformación de Park o D-Q convierte las componentes abc del sistema trifásico a otro sistema de referencia dq0. El objetivo de la transformación consiste en convertir los valores trifásicos abc, variables senoidalmente en el tiempo, a valores constantes dq0, en régimen permanente. La ventaja es que se simplifica el modelo matemático de la máquina. Las variables abc son senoidales en el tiempo, sin embargo las variables dq0 son constantes. La componente d es la componente de directa, q es la componente en cuadratura y 0 es la componente de secuencia cero. Para facilitar su comprensión, en la Figura 23 se puede visualizar los ejes de un sistema de coordenadas abc y dq en caso de considerar un sistema trifásico equilibrado. Figura 23: Sistemas de referencia dq y abc de secuencia directa La transformación desde el eje de coordenadas abc hacia el sistema de coordenadas dq0 se logra mediante la siguiente matriz: cos(θ) cos (θ 2π 3 ) cos (θ + 2π 3 ) v d [ v q ] = 2 v 3 0 [ sin(θ) sin (θ 2π 3 ) sin (θ + 2π 3 ) ] v a [ v b ] v c ( 31 ) 32

33 2.5.4 Ecuaciones en régimen dinámico del generador DFIG o Ecuaciones de tensión: V qs = R s i qs + d dt φ qs + ω s φ ds ( 32 ) V ds = R s i ds + d dt φ ds ω s φ qs V qr = R r i qr + d dt φ qr + ω r φ dr V dr = R r i dr + d dt φ dr ω r φ qr ( 33 ) ( 34) ( 35 ) donde ω s es la velocidad síncrona y ω r es la diferencia entre la velocidad síncrona y la velocidad mecánica de giro del rotor ω r = ω s ω m. o Ecuaciones de flujo: φ qs = L s i qs + L m i qr ( 36 ) φ ds = L s i ds + L m i dr ( 37 ) φ qr = L r i qr + L m i qs ( 38 ) φ dr = L r i dr + L m i ds ( 39 ) donde: L s = L ls + L m ( 40 ) L r = Ll s + L m ( 41 ) o Par electromagnético: T e = 3 2 P (φ dsi qs φ qs i ds ) ( 42 ) o Potencia eléctrica: P s = 3 2 (V dsi ds + V qs i qs ) Q s = 3 2 (V qsi ds V ds i qs ) ( 43 ) ( 44 ) 33

34 Figura 24: Esquema equivalente en ejes d-q del generador de inducción doblemente alimentado 2.6 Estudio de las perturbaciones en el aerogenerador Perturbaciones mecánicas En este apartado se estudiaran las perturbaciones mecánicas, que directamente o indirectamente desencadenan una perturbación en la parte de generación eléctrica Variaciones bruscas de la velocidad del viento Las perturbaciones debidas a cambios bruscos de la velocidad del viento o ráfagas, se traduce a un cambio en la amplitud y el ángulo de ataque (β) de la velocidad del viento incidente sobre los perfiles o palas. En zonas de viento superior a la nominal del aerogenerador, la turbina es poco sensibles al efecto de las ráfagas ya que están diseñadas para que sus perfiles entren en pérdida aerodinámica. [4] Por otro lado, en aerogeneradores basados en el control del MPPT, el punto máximo de potencia es calculado mediante la velocidad del viento instantánea, de modo que cuando se produce un cambio brusco en la velocidad del viento, también se produce un cambio brusco en las consignas de control de la máquina, dando origen a respuestas más lentas en el sistema de control Perturbación debido al paso de la pala por la torre La perturbación debido al paso de la pala por la torre o sombra de torre, se debe cuando la pala pasa cerca de la torre, la presencia de la torre crea un cambio de presión entra esta y la pala, generando una perturbación en el par. Este efecto depende de la orientación de la máquina (sotavento o barlovento), de la geometría de la pala y del número de Reynols del fluido. 34

35 Esta perturbación es más acusado cuando el rotor eólico está orientado a sotavento, es por este motivo que la mayoría de aerogeneradores esta situados a barlovento. Esta perturbación no es importante por su magnitud sino por su elevado número de ciclos al que se ve sometido la pala a lo largo de su vida útil Perturbaciones eléctricas Las perturbaciones eléctricas pueden ser debidas a cambios en la forma de onda, magnitud o frecuencia en un instante de tiempo. Una de las perturbaciones eléctricas más importantes es el hueco de tensión. Cabe notar que su efecto no es tan peligroso como una interrupción (pérdida total de la tensión), sin embargo se producen más huecos que interrupciones. En consecuencia se estudiara en el presente proyecto los efectos de los huecos de tensión Huecos de tensión Introducción El hueco de tensión es una reducción brusca de la tensión de alimentación a un valor situado entre el 90 y el 1% de la tensión declarada, seguida del restablecimiento de la tensión después de un corto período de tiempo. Por convenio, un hueco de tensión tiene una duración de entre 10 ms (medio ciclo a 50 Hz) y 1 minuto. Los huecos de tensión se pueden dar en una, dos o tres fases. La Asociación Española de Normalización y Certificación (AENOR) en la norma UNE-EN 50160, define que: Un hueco de tensión es una disminución brusca de la tensión de alimentación a un valor situado entre el 90% y el 1% de la tensión declarada Uc, seguida del restablecimiento de la tensión después de un corto lapso de tiempo. Por convenio, un hueco de tensión dura de 10 ms a 1 min. La profundidad de un hueco de tensión es definida como la diferencia entre la tensión eficaz mínima durante el hueco de tensión y la tensión declarada. Las variaciones de tensión que no reducen la tensión de alimentación a un valor inferior al 90% de la tensión declarada Uc no son consideradas como huecos de tensión Causantes de los huecos de tensión La norma UNE-EN indica que los huecos de tensión son generalmente debidos a faltas (cortocircuitos) producidos en la red eléctrica. Según M. H. J. Bollen las causas que originan los huecos de tensión se pueden agrupar en dos grandes categorías: Faltas (cortocircuitos) producidas en la red: debidas a descargas atmosféricas o a contactos accidentales de los animales con las líneas eléctricas, entre otros. Las faltas son los huecos más severos que se pueden producir. Además, son las causas más comunes que provocan huecos de tensión en los terminales de las instalaciones eólicas de producción de energía eléctrica Sobrecargas: debidas básicamente al arranque de grandes cargas (potencia elevada) como motores o a la conexión a la red de transformadores. 35

36 Al producirse un hueco de tensión en la red, un efecto típico sobre las cargas conectadas a la misma es la aparición de picos de intensidad tras la recuperación de la tensión, esto conlleva a apariciones de grandes picos de par en las máquinas de inducción, oscilaciones en el eje mecánico de giro y posibles daños en los equipos conectados a dicho eje. Por otro lado, cuando aparecen estas sobreintensidades a consecuencia de los huecos de tensión, actúan las protecciones desconectando las cargas de la red. De este modo se protegen los componentes más sensibles a las perturbaciones eléctricas, como los convertidores electrónicos Tipologías de huecos de tensión Los huecos de tensión se pueden clasificar en función del tipo de falta (trifásica, fasetierra, fase-fase, y fase-fase-tierra) y en qué punto de conexión común (PCC) se comete la falta, en la figura 25 muestra un sistema eléctrico donde se muestra 3 puntos de conexión común, a distinto nivel de tensión debido a los transformadores con conexión triangulo (D) estrella (y), La carga se corresponde al generador doblemente alimentado. [3] Figura 25: Sistema eléctrico con tres niveles de tensión para la clasificación de los huecos de tensión [3] Los huecos de tensión se clasifican en 7 tipologías dependiendo en que PCC se comete la falta, tipo de falta, y la transmisión de los huecos a los otros niveles de tensión, los huecos quedan clasificados en la siguiente tabla: Tabla 1: Clasificación de los huecos de tensión en función de la falta y de su localización. [3] 36

37 Finalmente los huecos se pueden dividir en dos categorías: Huecos simétricos: son debidos a faltas trifásicas, las cuales producen la misma reducción de tensión en las tres fases y cuyo desfase es de 120º. El único hueco simétrico es el A. Huecos asimétricos: son debidos a las faltas monofásicas o bifásicas, las cuales no producen la misma reducción de tensión en las tres fases y cuyo desfase no tiene por qué ser 120º. Los huecos asimétricos son: B, C, D, E, F y G. 37

38 Figura 26: Modelo de huecos de tensión en variable de fase y diagrama fasorial. [3] 38

39 Figura 27: Modelo de huecos de tensión en variables temporales y representación temporal. [3] 39

40 Tabla 2: Componentes simétricas de los huecos de tensión abruptos [3] Los huecos de tipo B y E son los únicos tipos de huecos que tienen componente homopolar. Al considerar la máquina conectada en estrella con neutro aislado, significa que por el neutro no circulara corriente, por lo que la suma de las tres corrientes de fase es cero en todo momento, en consecuencia no existe corriente homopolar en las corrientes. Por este motivo no se estudiaran los tipos de huecos B y E. 40

41 2.7 Modelado del sistema DFIG en Simulink Modelo aerogenerador Como se explicó con anterioridad un aerogenerador viene expresado por la siguiente expresión matemática: P aero = c p (β, λ) 1 2 ρ S v 1 3 ( 45 ) En este trabajo se modelizará un aerogenerador características: tripala con las siguientes Características Valor Potencia nominal 1,5 MW Radio del rotor eólico 36,5 m Velocidad de giro máxima 20 min -1 Velocidad de giro mínima 13 min -1 Velocidad nominal de viento 11 m/s Relación de transmisión del tren de engranajes 1:90 Tabla 3: Características de la turbina eólica a estudiar Por otro lado los coeficientes que permite calcular el coeficiente de potencia en función, se ha obtenido de J.G. Slotweg [7]. Estos coeficientes se muestran a continuación: c1 c2 c3 c4 c5 c6 c7 c8 c Tabla 4: Constantes para el cálculo del coeficiente de potencia de la turbina [7]. Figura 28: Modelo de la turbina de viento en Simulink 41

42 2.7.2 Curva de potencia Una vez obtenido el modelo de la turbina de viento en Simulink, se realizara una serie de simulaciones variando la velocidad de viento y la velocidad de rotación del generador, con el fin de obtener la curva Potencia-Velocidad. Para ello, se ha utilizado el modelo de la turbina anterior (mpp.mdl) y el archivo.m siguiente (mppt.m): w=[0:0.1:30]; %vector de velocidades de la turbina wind=[4:25]; %vector de velocidades de viento Pot=zeros(13,1); Par=zeros(13,1); Potmax=zeros(13,1); Torqueref=zeros(13,1); for i=1:length(wind) v=wind(i); for j=1:length(w) wt=w(j); sim('mpp.mdl') Pot(i,j)=Potencia(1,1); Par(i,j)=Torque(1,1); end end k=max(pot(i,:)); f(i)=find(pot(i,:)==k); Torqueref(i)=Par(i,f(i)); Potmax(i)=Pot(i,f(i)); wr(i)=w(f(i)); figure(1) plot(w,pot(1,:),w,pot(2,:),w,pot(3,:),w,pot(4,:),w,pot(5,:),w,pot(6,:),w, Pot(7,:),w,Pot(8,:),w,Pot(9,:),w,Pot(10,:),w,Pot(11,:),w,Pot(12,:),w,Pot( 13,:)); legend('4 m/s','5 m/s','6 m/s','7 m/s','8 m/s','9 m/s','10 m/s','11 m/s','12 m/s','13 m/s','14 m/s','15 m/s','16 m/s','17 m/s','location','northeastoutside');grid on; hold on Este archivo.m arrancara el modelo en Simulink primero tomara el primer valor de velocidad de viento, luego ira variando la velocidad del generador desde 0 min -1 hasta 2500 min -1, guardará los valores de potencia obtenidos y tomara otro valor de velocidad de viento y volverá a variar las velocidades del generador. 42

43 Por ultimo una vez acabado el bucle, se realizará un plot de los resultados obtenidos: Figura 29: Curva Potencia-Velocidad y seguimiento del MPPT de la turbina a estudiar Teniendo en cuenta las velocidades de rotación máximas y mínimas de la turbina (20 y 13 min -1 ) y la potencia nominal de la turbina (1,5 MW) se definen las tres zonas de operación de la turbina: o Zona A: Para velocidades de viento comprendidas entre 0-5 m/s el aerogenerador no extraerá potencia. o Zona B: Entre velocidades de viento comprendidas entre 5-11 m/s el aerogenerador extraerá potencia en función de la velocidad del viento y la velocidad de rotación de la máquina. En esta zona entra en juego el control del generador. o Zona C: Para velocidades de viento superiores a 11 m/s, la potencia extraída será constante, limitada a su valor nominal (1,5 MW) debido al control de ángulo de paso o Pitch Control. Por otra parte se ha trazado el seguimiento del máximo punto de potencia (línea roja gruesa). Cabe destacar que para velocidades de viento de 5 y 6 m/s se ha optado por escoger el punto de potencia óptima debido a que el punto de máxima potencia queda fuera del rango de velocidad de la turbina. De la misma manera se puede obtener la curva de Potencia-Velocidad del generador o Par-Velocidad del generador, debido que existe una relación de transmisión 1:90, para adaptar la velocidad de giro de la turbina a la del generador. 43

44 Como se puede observar en la imagen 30 para cada punto de máxima potencia le pertenece un par, que el control del generador deberá de imponer para extraer la máxima potencia. Figura 30: Relación entre curva Potencia-Velocidad y Par-Velocidad Estos resultados se guardarán en una tabla, debido a que más adelante, cuando hablemos del control de la máquina se necesitara un par de referencia para que la maquina opere a máxima potencia. Velocidad viento 4 m/s 5 m/s 6 m/s 7 m/s 8 m/s 9 m/s 10 m/s =< 11 m/s Par de referencia (MPPT) 0 375, ,0 2900,0 4253, , ,0 8200,0 Velocidad turbina [min -1 ] 0 13,45 13,72 14,16 14,72 16,22 18,11 19,45 Velocidad generador [min -1 ] Deslizamiento 1 0,193 0,176 0,150 0,116 0,002-0,008-0,1666 Tabla 5: Tabla de valores de referencia obtenidas del MPPT Para valores de velocidades intermedias se ha optado por hacer una extrapolación, con el bloque de la librería de Simulink: Lookup Table. 44

45 2.7.3 Modelo del generador DFIG El generador de inducción doblemente alimentado (DFIG) es una máquina de inducción de velocidad variable, muy utilizada en generadores eólicos. Se trata de una máquina de inducción de rotor bobinado cuya principal diferencia respecto a la máquina de inducción clásica consiste en que el rotor está conectado a la red a través de un convertidor electrónico back-to-back. Este convertidor AC/DC/AC consta normalmente de un convertidor lado rotor y otro lado red, ligados por un condensador que actúa como fuente de continua, Gracias a este convertidor, la máquina puede operar en un rango mayor de velocidad de giro del rotor que la máquina clásica, el rango de velocidades abarca tanto la velocidad subsíncrona, síncrona, como supersíncrona, Es por ello que el DFIG se adapta mejor a la variabilidad intrínseca del viento. En este trabajo se estudiara una máquina de inducción con rotor devanado de 1,5MW con las características siguientes: Características de la máquina de inducción con rotor devanado: Potencia nominal Tensión nominal Corriente nominal estator Corriente nominal rotor Frecuencia nominal Características Pares de polos 2 1,5 MW 690 V 1068,2 A 1125,6 A 50 Hz Rango de velocidades min -1 Resistencia del estator Resistencia del rotor Inductancia de dispersión del estator Inductancia de dispersión del rotor Inductancia magnetizante Constante de inercia 2,650 mω 2,630 mω 0,168 mh 0,133 mh 5,475 mh Valor Tabla 6: Características del generador de inducción doblemente alimentado a estudiar El rotor de la máquina estará alimentado por un convertidor back-to-back, impulsado por IGBT s como se muestra en la imagen 30. El convertidor empleado es el modelo IGBT, convertidor de corriente alterna AC/DC/AC, basado en Modulación por ancho de pulsos (PWM), Se divide en dos componentes: Convertidor conectado al rotor (RSC) Convertidor conectado a la red (GSC) 45

46 El convertidor conectado a la red, trabaja siempre a la frecuencia de la misma, Mientras que el convertidor conectado al rotor, trabaja a frecuencia variable, dependiendo del punto de operación de la turbina. Normalmente se conecta un condensador entre los terminales DC del convertidor bidireccional, el cual actúa como fuente de tensión en continua, Otra función es la de convertir la corriente alterna que proviene de la red (o del rotor) a continua, donde será almacenada por el condensador durante un periodo determinado, posteriormente ésta se convierte en alterna para ser inyectada al rotor o a la red. El estator de la máquina y el convertidor están conectados a un transformador de triple devanado debido a que la máquina y el convertidor están alimentados a tensiones distintas. Figura 31: Modelo completo en Simulink 1. Red trifásica de36 kv, 50Hz. 2. Transformador: Triple devanado, Tensiones: 36kV / 690 V / 120 V, 3. Turbina de viento. 4. Máquina de inducción de rotor devanado. 5. Convertidor Back-to-Back. 6. Filtro de red. 7. Control GSC (Grid side converter). 8. Control RSC (Rotor side converter). 46

47 2.7.4 Modelo de control lado rotor (RSC) Para realizar el control se ha basado en el capítulo 8 del libro Power Conversion and Control of Wind Energy Systems [5]. El control del convertidor del lado del rotor, tiene como objetivo controlar el par del generador y la potencia reactiva del estator de la máquina. Para ello, actúa sobre los devanados del rotor aplicando la tensión necesaria en cada momento. La componente de eje cuadratura de la corriente del rotor (Irq) representa la corriente de excitación y permite controlar la potencia reactiva del generador, la cual generalmente se anula, La componente de eje en directo de la corriente del rotor (Idr) representa la corriente de par y permite controlar el par electromagnético con el fin de seguir el punto de máxima potencia de la turbina eólica Por este motivo, tenemos que reescribir las ecuaciones del par electromagnético y potencia reactiva en función de la corrientes rotóricas, Como se ha observado en el apartado 2,5,4 el par electromagnético puede ser expresado por la siguiente expresión matemática: T e = 3 2 P(φ dsi qs φ qs i ds ) ( 46 ) donde el flujo del estator queda definido por: φ ds = L s i ds + L m i dr ( 47 ) φ qs = L s i qs + L m i qr ( 48 ) despejando las intensidades del estator de la ecuación anterior: i ds = φ ds L m i dr L s ( 49 ) i qs = φ qs L m i qr L s ( 50 ) sustituyendo las ecuaciones [49] y [50] en la ecuación [46] queda que : T e = 3PL m 2L s ( i qr φ ds + i dr φ qs ) ( 50 ) 47

48 La tensión en el estator en estado estacionario puede ser expresada de la siguiente manera: v s = R s i s + jω s φ s ( 51 ) en ejes d-q es: v ds + jv qs = R s (i ds + i qs ) + jω s (φ ds + φ qs ) ( 52 ) aislando los flujos de la expresión anterior tenemos: φ ds = v qs R s i qs ω s ( 53 ) φ qs = v ds R s i ds ω s ( 54 ) sustituyendo las ecuaciones [53] y [54] en la ecuación [50] tenemos que: T e = 3PL m 2L s [ i qr ( v qs R s i qs ) + i ω dr ( v ds R s i ds )] ( 55 ) s ω s v qs = 0 ( 56 ) T e = 3PL m 2L s ω s (R s i qs i qr + R s i ds i dr i dr v ds ) ( 57 ) despreciando resistencia estatórica R s por su bajo valor, el par electromagnético queda expresado en función de la intensidad rotórica: T e = 3PL m 2L s ω s i dr v ds ( 58 ) por otro lado, la potencia activa y reactiva, como ya se vio en el apartado 2.5.4, puede ser calculada por: P s = 3 2 (V dsi ds + V qs i qs ) ( 59 ) Q s = 3 2 (V qsi ds V ds i qs ) ( 60 ) 48

49 sustituyendo las ecuaciones [49] y [50] en [59] y [60] teniendo en cuenta que v qs = 0 : P s = 3 2 (v ds Q s = 3 2 v ds φ ds L m i dr L s ) ( 61 ) φ qs L m i qr L s ( 62 ) y sustituyendo los flujos estatóricas en la ecuación anterior : P s = ( 3v dsl m 2L s ) i dr ( 63 ) Q s = 3v ds 2 + 3L m i qr v ds 2L s ω s ( 64 ) aislando las intensidades rotóricas: i dr = 2L s P 3v ds L s ( 65 ) m i qr = 2L s 3v ds L m Q s v ds ω s L s ( 66 ) Podemos ver que podemos controlar la potencia activa o el par electromagnético de la máquina regulando la corriente del rotor i dr, y la potencia reactiva regulando la corriente del rotor i qr. Figura 32: Modelo del control RSC [5] 49

50 En la figura anterior se puede observar el principio de funcionamiento del control. Se mide el ángulo de posición del rotor θr mediante un encoder ubicado en su eje. El ángulo de deslizamiento para realizar la transformada de las corrientes del rotor en ejes d-q se obtiene mediante: θslip= θs- θr. Los bloques de transformación abc/dq permite transformar las corrientes en abc a ejes d-q estacionarias y viceversa. Se hace una medición del par electromagnético de la máquina y se compara con el par de referencia proporcionado por el MPPT, lo mismo ocurre con la potencia reactiva se mide y se compara con el valor de referencia, luego se calcula las corrientes de estos valores de referencia y se comparan con las corrientes medidas en el rotor, en la salida del controlador PI tenemos las tensiones del rotor de referencia que serán transformadas en tres fases de referencia abc que se utilizarán como señal de referencia modulación en el PWM. El bloque PWM genera las señales de activación periódica para el convertidor del lado del rotor. Figura 33: Modelo del control RSC en Simulink Modelo del Pitch control Al aumentar la velocidad del viento aumenta la energía capturada por la turbina, Si es demasiado alta el controlador hace girar la palas, modificando el ángulo, Las palas se desvían de la dirección del viento. La figura 34 ilustra el diagrama de bloques del sistema empleado, Se compara la velocidad actual del rotor (wg), con la velocidad máxima que alcanza la turbina cuando captura la mayor energía posible, en el punto máxima que alcanza W. Ref, a partir de entonces la potencia de salida de la turbina no puede aumentar. El valor del ángulo es proporcional a la desviación de velocidad de la turbina. Figura 34: Control Pitch Angle en Simulink 50

51 Tarragona, a 6 de Septiembre de EL TÉCNICO: José Manuel Torres Olmedo 51

52 Análisis de los efectos ante perturbaciones eléctricas y mecánicas en el generador de inducción de doble alimentación (DFIG), 3. RESULTADOS DE LAS SIMULACIONES TITULACIÓN: Grado Ingeniería Eléctrica AUTOR: José Manuel Torres Olmedo DIRECTOR: José Antonio Barrado Rodrigo FECHA: 09/2013

53 3. Resultados ÍNDICE RESULTADOS DE SIMULACION 3 Resultados de simulación del modelo DFIG Funcionamiento en condiciones nominales Balances de potencia Pitch control Resultado ante perturbaciones mecánicas Cambio brusco de la velocidad del viento en forma de rampa, Cambio brusco de la velocidad del viento en forma de escalón Efecto de la sombra de la torre sobre las aspas Resultado ante perturbaciones eléctricas DFIG sometido a huecos de tensión tipo A, C, D, F y G profundidad del 10 % DFIG sometido a huecos de tensión tipo A, C, D, F y G profundidad del 50 % DFIG sometido a huecos de tensión A, C, D, F y G profundidad del 90 % Respuesta ante protección Crowbar Conclusiones...81

54 3 Resultados de simulación del modelo DFIG 3. Resultados A continuación se realizara una serie de simulaciones del sistema explicado en el apartado anterior bajo distintas condiciones, para observar y comprender el funcionamiento y las distintas respuestas de este sistema de generación eólica, Estas simulaciones darán a lugar a los siguientes 5 apartados: 1) En condiciones nominales: Se realizara una simulación del DFIG a condiciones nominales de viento, es decir, sin cambio brusco de velocidades ni perturbaciones. 2) Balances de potencias: Se someterá al generador a dos rangos distintos de velocidades para poder destacar (8 y 12 m/s), de esta forma se podrá observar el balance de potencias característico de este sistema. 3) Pitch control: Se someterá al aerogenerador a una velocidad creciente desde 5 m/s (velocidad de arranque) hasta 20 m/s (velocidad de corte), de tal manera que se podrá observar cómo se limita la potencia a la potencia máxima del aerogenerador. 4) Ante perturbaciones mecánicas: Se someterá al sistema a las siguientes perturbaciones mecánicas: a) Cambio brusco de la velocidad del viento en forma de rampa. b) Cambio brusco de la velocidad del viento en forma de escalón. c) Efecto de la sombra de la torre sobre las aspas. 5) Ante perturbaciones eléctricas: Se someterá al sistema a huecos de tensión en distintas tipologías y profundidades, de esta forma se podrá observar cómo responde el sistema. 54

55 3.1 Funcionamiento en condiciones nominales 3. Resultados En este apartado, se ha realizado una simulación del sistema bajo condiciones nominales, es decir sin ninguna perturbación ya sea eléctrica o mecánica, Las condiciones a la que se ha sometido el sistema son las siguientes: Velocidad viento: 9-11 m/s con variaciones lentas Potencia reactiva de referencia Qs= 0 Tiempo de simulación = 10 s Observaciones: En la siguiente imagen se puede ver las respuestas en el siguiente orden: 1) Velocidad del viento [m/s] 2) Velocidad del generador [min -1 ] 3) Potencia activa (rojo), potencia reactiva (azul) [W] 4) Par de referencia (azul) y par real (rojo) [N m] 5) Potencia reactiva referencia (azul) y potencia reactiva real (rojo) [VAr] 6) Intensidad rotor [A] Como puede apreciarse en las siguientes imágenes, se observa variaciones de velocidad del generador en función de la velocidad del viento, y como la máquina genera potencia activa a velocidad variable como se comentó anteriormente en la memoria del presente proyecto. Por otro lado se observa que la potencia reactiva generada por la máquina se mantiene constante a cero. También se puede observar una comparativa entre el par real de la máquina y el par de referencia con el propósito de observar si el control de la máquina cumple con los valores de referencia. Como puede observarse el par de referencia (línea azul), va variando respecto al tiempo, esto es debido a que la velocidad del viento también varía, de tal modo que para cada valor de velocidad del viento se calcula un par de referencia para que la máquina opere a máxima velocidad (MPPT). Puede verse como el par real sigue los valores de la par referencia en todo momento, independientemente de que se produzcan cambios de velocidad del viento o del par de referencia, con lo cual el control de la máquina funciona correctamente. De la misma forma ocurre con la potencia reactiva generada por la máquina. Referente a las corrientes del rotor se observa que a medida que aumenta la velocidad de la máquina aumenta la frecuencia de estas, y que aumentan en magnitud cuando la máquina extrae mayor potencia. 55

56 3. Resultados Intensidad rotor [A] Potencia reactiva [W] Par [Nm] Potencia [W] Velocidad [min -1 ] Velocidad viento [ms] Figura 35: Comportamiento dinámico del generador doblemente alimentado sometido variaciones normales de viento. 56

57 3.2 Balances de potencia 3. Resultados En este apartado, se ha realizado una simulación del sistema bajo un cambio brusco de velocidad de viento (de 8 m/s a 10 m/s), de tal forma que la máquina operará en régimen subsíncrono para velocidad de viento igual a 8 m/s y pasara a operar a régimen supersíncrono a velocidad de viento igual a 10 m/s, Las condiciones a la que se ha sometido el sistema son las siguientes: Velocidad viento: 8-10 m/s con variación brusca en t=2 s Potencia reactiva de referencia Qs= 0 Tiempo de simulación = 4 s Observaciones: En la siguiente imagen se puede ver las respuestas en el siguiente orden: 1) Velocidad del viento [m/s] 2) Velocidad del generador [min -1 ] 3) Potencia activa estator (rojo), potencia reactiva estator (azul) [W] 4) Potencia activa rotor (rojo), potencia reactiva rotor (azul) [W] 5) Intensidad rotor [A] Como se puede ver en la siguiente imagen la simulación comienza con una velocidad de viento de 8 m/s, con lo cual, el generador opera a una velocidad subsíncrona (1325 min -1 ), En t=2 s la velocidad del viento aumenta hasta los 10 m/s de forma brusca, donde el generador operara a una velocidad supersíncrona (1625 min -1 ). A lo que potencia en el estator se refiere se puede observar como la potencia reactiva cumple con la consigna de referencia (Qs= 0) e incluso cuando la máquina sufre un cambio brusco velocidad (t=2 s), La potencia activa aumenta en t=2,2 s, debido al aumento de la velocidad del viento. Se puede observar que en régimen subsíncrono la potencia del rotor es negativa (el rotor absorbe de la red) y para régimen supersíncrono la potencia es positiva (el rotor cede potencia hacia la red). En la imagen de intensidades del rotor puede verse un cambio en las intensidades debido al cambio de régimen de operación de subsíncrono a supersíncrono (t=2 s). 57

58 3. Resultados Intensidad rotor [A] Potencia rotor [W] Potencia estator [W] Velocidad [min -1 ] Velocidad viento [ms] Figura 36: Comportamiento dinámico del generador doblemente alimentado sometido a vientos en forma escalón para analizar el balance de potencias. 58

59 3.3 Pitch control 3. Resultados En este apartado, se ha realizado una simulación del sistema bajo un aumento de la velocidad del viento en forma de rampa desde 5 m/s (velocidad de arranque) hasta 20 m/s, Las condiciones a la que se ha sometido el sistema son las siguientes: Velocidad viento: 5-20 m/s con variación lenta en forma de rampa Potencia reactiva de referencia Qs= 0 Tiempo de simulación = 10 s Observaciones: En la siguiente imagen se puede ver las respuestas en el siguiente orden: 1) Velocidad del viento [m/s] 2) Velocidad del generador [min -1 ] 3) Potencia activa estator (rojo), potencia reactiva estator (azul) [W] 4) Pitch control [ º ] 5) Intensidad rotor [A] Puede verse como a medida que la velocidad del viento incrementa la velocidad del generador incrementa hasta que el Pitch control detecta la velocidad máxima del generador (1750 min -1 ), modificando el ángulo de paso de la pala para que no supere la velocidad máxima. De la misma forma ocurre con la potencia activa, incrementa en función del incremento de la velocidad del viento, hasta alcanzar el valor máximo, donde actuara el Pitch control manteniendo constante la potencia activa independientemente de la velocidad del viento. Referente a la potencia reactiva, cumple con el valor de la consigna de referencia (Qs= 0). Referente al Pitch control, el ángulo es de 0º hasta que para t=4,25 s la consigna de control detecta la velocidad máxima de referencia, con lo que el Pitch control aumentará el ángulo a medida que la velocidad del viento aumenta, manteniendo constante la velocidad y la potencia de la máquina. Las intensidades del rotor aumentan a medida que aumenta la potencia entregada o la velocidad de la máquina, Por otro lado se puede observar en t=2,75 s, el cambio de operación de subsíncrono a supersíncrono. 59

60 3. Resultados Intensidad rotor [A] Pitch control [º] Potencia [W] Velocidad [min -1 ] Velocidad viento [ms] Figura 37: Comportamiento dinámico del generador doblemente alimentado sometido velocidad en forma de rampa desde la velocidad de arranque hasta la velocidad de corte 60

61 3. Resultados 3.4 Resultado ante perturbaciones mecánicas Cambio brusco de la velocidad del viento en forma de rampa, En este apartado, se ha realizado una simulación del sistema bajo a variaciones bruscas de la velocidad del viento en forma de rampa. Las condiciones a la que se ha sometido el sistema son las siguientes: Velocidad viento: Aleatoria con variaciones bruscas en forma de rampas Potencia reactiva de referencia Qs= 0 Tiempo de simulación = 10 s Observaciones: En la siguiente imagen se puede ver las respuestas en el siguiente orden: 1) Velocidad del viento [m/s] 2) Velocidad del generador [min -1 ] 3) Potencia activa (rojo), potencia reactiva (azul) [W] 4) Par de referencia (azul) y par real (rojo) [N m] 5) Potencia reactiva referencia (azul) y potencia reactiva real (rojo) [VAr] 6) Intensidad rotor [A] Puede observarse como la máquina está sometida a cambios bruscos de velocidad siguiendo aproximadamente la forma triangular de la velocidad del viento, operando la máquina a velocidad subsíncrona y supersíncrona. A lo que potencias se refiere, se puede observar como la potencia reactiva se mantiene casi constante a cero en todo momento, mientras que la potencia activa varía en función de la velocidad del viento. También se observa como el par electromagnético de la máquina cumple con el par electromagnético de referencia impuesta por el MPPT para que el generador pueda extraer la máxima potencia. Por otro lado la potencia reactiva también cumple con su valor de referencia (Qs= 0). Puede verse los cambios de subsíncrono a supersíncrono fácilmente mirando la intensidad del rotor para tiempos iguales a t=1,6 s ; t=2,75 s ; t=4,80 s ; t= 6,6 s ; t=7,9 s y t=9,5 s. Por otro lado la magnitud de estas varía en función de la potencia extraída. 61

62 3. Resultados Intensidad rotor [A] Potencia reactiva [W] Par ref., vs Par real [Nm] Potencia [W] Velocidad [min -1 ] Velocidad viento [ms] Figura 38: Comportamiento dinámico del generador doblemente alimentado sometido a cambios bruscos de viento en forma de rampa. 62

63 3. Resultados Cambio brusco de la velocidad del viento en forma de escalón, En este apartado, se ha realizado una simulación del sistema bajo a variaciones bruscas de la velocidad del viento en forma de. Las condiciones a la que se ha sometido el sistema son las siguientes: Velocidad viento: Aleatoria con variaciones bruscas en forma de escalones. Potencia reactiva de referencia Qs= 0 Tiempo de simulación = 10 s Observaciones: En la siguiente imagen se puede ver las respuestas en el siguiente orden: 1) Velocidad del viento [m/s] 2) Velocidad del generador [min -1 ] 3) Potencia activa (rojo), potencia reactiva (azul) [W] 4) Par de referencia (azul) y par real (rojo) [N m] 5) Potencia reactiva referencia (azul) y potencia reactiva real (rojo) [VAr] 6) Intensidad rotor [A] Puede observarse los cambios bruscos en forma de escalón a la que se ha sometido el generador desde la velocidad mínima nominal (1250 min -1 ) hasta la velocidad máxima nominal (1750 min -1 ). Referente a las potencias, cabe destacar que para cambios bruscos de velocidad de viento, se puede observar picos en la potencia reactiva, incumpliendo el valor de referencia. Lo mismo sucede comparando el par de referencia (rojo) con el par real (azul), cuando se somete a cambios bruscos de velocidad de viento en forma de escalón, al control del par le resulta más difícil cumplir con el valor de referencia. Referente a la intensidad rotórica no se observa ninguna sobreintensidad que pueda afectar al convertidor o a la máquina, por otra parte, como en los apartados anteriores puede verse el cambio de subsíncrono a supersíncrono. 63

64 3. Resultados Intensidad rotor [A] Potencia reactiva [W] Par [Nm] Potencia [W] Velocidad [min -1 ] Velocidad viento [ms] Figura 39: Comportamiento dinámico del generador doblemente alimentado sometido a cambio bruscos de viento en forma de escalón. 64

65 3.4.3 Efecto de la sombra de la torre sobre las aspas 3. Resultados En este apartado, se ha realizado una simulación sometiendo al generador a una velocidad de viento constante, pero perturbando el par del aerogenerador, debido al paso de la pala por la torre del aerogenerador, Velocidad viento: Constante a 12 m/s Perturbación del par: +/- 30% del par que experimenta la máquina Potencia reactiva de referencia Qs= 0 Tiempo de simulación = 10 s Observaciones: En la siguiente imagen se puede ver las respuestas en el siguiente orden: 1) Velocidad del viento [m/s] 2) Velocidad del generador [min -1 ] 3) Potencia activa (rojo), potencia reactiva (azul) [W] 4) Par de referencia (azul) y par real (rojo) [N m] 5) Potencia reactiva referencia (azul) y potencia reactiva real (rojo) [VAr] 6) Intensidad rotor [A] En la velocidad de viento no se observa ninguna perturbación, se mantiene constante, debido a que la perturbación se produce cuando las palas pasan por delante de la torre del aerogenerador, provocando un cambio de presión que afecta al par. Se observa una pequeña disminución de la velocidad cada vez que la pala pasa por delante de la torre, pero no un aumento, esto se debe por la actuación del pitch control donde limita la velocidad. También sufre la misma perturbación la potencia activa pero de manera más reducida. 65

66 3. Resultados Intensidad rotor [A] Par [Nm] Potencia [W] Velocidad [min -1 ] Velocidad viento [ms] Figura 40: Comportamiento dinámico del generador doblemente alimentado sometido a el efecto de sombra de la torre. 66