Universidad de Costa Rica Facultad de Ingeniería Escuela de Ingeniería Eléctrica

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1 Universidad de Costa Rica Facultad de Ingeniería Escuela de Ingeniería Eléctrica IE 0502 Proyecto Eléctrico ANÁLISIS DE LA INTERCONEXIÓN DE PROYECTOS EÓLICOS A REDES DE DISTRIBUCIÓN Por: LAURA LÓPEZ LEIVA Ciudad Universitaria Rodrigo Facio Julio del 2011

2 ANÁLISIS DE LA INTERCONEXIÓN DE PROYECTOS EÓLICOS A REDES DE DISTRIBUCIÓN Por: LAURA LÓPEZ LEIVA Sometido a la Escuela de Ingeniería Eléctrica de la Facultad de Ingeniería de la Universidad de Costa Rica como requisito parcial para optar por el grado de: BACHILLER EN INGENIERÍA ELÉCTRICA Aprobado por el Tribunal: Ing. Luis Fernando Andrés Jácome. Profesor Guía Ing. Juan Carlos Montero. Profesor lector ii Ing. Marco Acuña Mora. Profesor lector

3 DEDICATORIA A mi madre, con cariño la más dulce flor que Dios ha creado, quien ilumina mi vida y le da sentido a cada paso que doy. También, con amor, al recuerdo de mi padre, que se fue sin hacer ruido una noche de julio, hace casi 11 años. iii

4 RECONOCIMIENTOS A mi profesor tutor Luis Fernando Andrés Jácome por la confianza mostrada en mi persona durante la elaboración de este trabajo y por brindarme la iniciativa de investigar sobre este tema. Al ingeniero Juan Carlos Montero por las observaciones realizadas en cada avance de proyecto y las aclaraciones e interés brindado en la ejecución del programa implementado. Al ingeniero Marco Acuña por toda la ayuda brindada para la guía e información de este proyecto y las observaciones realizadas al mismo en las correcciones de los avances. Y por último, al ingeniero Julio Umaña por toda la información suministrada para el desarrollo de este trabajo. iv

5 ÍNDICE GENERAL ÍNDICE DE FIGURAS... VIII ÍNDICE DE TABLAS...XVIII NOMENCLATURA... XX RESUMEN... XXII 1. CAPÍTULO 1: Introducción Objetivos Objetivo general Objetivos específicos Metodología CAPÍTULO 2: Desarrollo teórico Sistema Eléctrico Nacional Sector de Distribución Eléctrica en Costa Rica Energía Eólica como fuente de generación eléctrica Calidad de la energía en un sistema eléctrico CAPÍTULO 3: Definición de Turbina Eólica y tipos de aerogeneradores Definición y principios básicos de un aerogenerador v

6 3.2 Tipos de turbinas eólicas Turbinas eólicas de velocidad fija Generador de inducción de rotor tipo jaula de ardilla Generador de inducción con rotor devanado Turbinas eólicas de velocidad variable Generador de inducción doblemente alimentado (DFIG) Generador con convertidor total de potencia Clasificación de los aerogeneradores según características constructivas Según la posición de del eje de giro CAPÍTULO 4: Consideraciones técnicas para la interconexión de parques eólicos a circuitos de distribución eléctrica Efecto Flicker Relación X/R de la fuente equivalente en el punto de interconexión Huecos de tensión Requerimientos de tensión para proyectos de generación eólica Requisitos de Tensión en España Requerimientos de tensión en Alemania Requerimientos de tensión en Dinamarca Requisitos de tensión en Irlanda Requisitos de tensión en Reino Unido Requisitos de tensión en Canadá vi

7 4.5 Requisitos de tensión para la conexión de parques eólicos en Costa Rica CAPÍTULO 5: Aspectos de diseño para el parque eólico genérico implementado Modelo Genérico implementado CAPÍTULO 6. Resultados experimentales y análisis Resultados implementando la tecnología IG de aerogeneradores Análisis de fallas para la tecnología IG Efecto Flicker en aerogeneradores directamente conectados IG Efecto de la salida del parque eólico por efecto de la reducción del viento, en la tensión del sistema Resultados implementando la tecnología DFIG de aerogeneradores Análisis de fallas para la tecnología DFIG Efecto Flicker en aerogeneradores doblemente alimentados Efecto de la salida del parque eólico por efecto de la reducción del viento, en la tensión del sistema Resultados de la variación de parámetros en el sistema de interconexión Capítulo 7: Conclusiones y Recomendaciones Conclusiones Recomendaciones BIBLIOGRAFÍA vii

8 ÍNDICE DE FIGURAS Figura Territorio servido por las diferentes empresas distribuidoras [9] Figura Esquema de circulación del viento en la atmósfera. [2] Figura Mapa Eólico de Costa Rica [2] Figura Principio de funcionamiento básico de una turbina eólica [12] Figura Sistema de generación de una turbina eólica de velocidad fija [4] Figura Potencia activa generada por una turbina eólica de velocidad fija ante la variación de la velocidad del viento [5] Figura Configuración típica de un aerogenerador con rotor de inducción jaula de ardilla. [13] Figura Características de la potencia reactiva (a) y par (b) para un generador de inducción jaula de ardilla con y sin banco de capacitores. [5] Figura Configuración típica de un aerogenerador con rotor devanado [13] Figura Características de la potencia reactiva (a) y par (b) para un generador de inducción de rotor devanado con y sin resistencia externa del rotor. [5] Figura Esquema básico de un Generador de Inducción Doblemente Alimentado. [4] Figura Esquema básico de un Generador Sincrónico con Convertidor Total de Potencia. [12] viii

9 Figura Clasificación de aerogeneradores según su eje de giro: a) Vertical y b) Horizontal. [13] Figura Aerogenerador monopala (izquierda), bipala (centro) y tripala (derecha). [13] Figura Rotor situado a barlovento (a) y sotavento (b). [13] Figura Respuesta de un aerogenerador de inducción frente a dos diferentes "sags", A (falla simétrica) y C (falla asimétrica) donde (a) corresponde al par electromagnético y (b) a la velocidad mecánica del rotor. [10] Figura "Sags" que afectan a una barra de distribución en un período de 90 días. [4] Figura Curva de tensión-tiempo admisible en el punto de conexión. [13] Figura Curva de tensión-tiempo admisible en el punto de conexión para el SEIE Canarias. [13] Figura Curvas límite para el comportamiento de la tensión en el punto de conexión de los aerogeneradores tipo 2 ante fallas de la red. [13] Figura Requerimientos de tensión para las plantas eólicas a conectarse en el sistema eléctrico de Elkraft Systems a tensiones menores a 100 kv. [1] Figura Curva límite de la tensión en el punto de AT del transformador de conexión. [13] Figura Curva límite de la tensión en el punto de conexión. [13] Figura "Sag" de 30 % de tensión residual y 384 ms de duración. [13] ix

10 Figura "Sag" de 50 % de tensión residual y 710 ms de duración. [13] Figura "Sag" de 85 % de tensión residual y tres minutos de duración. [13] Figura Requisitos de tensión para parques eólicos conectados a la red eléctrica en Canadá. [1] Figura Requisitos de tensión para proyectos eólicos conectados a la red de transmisión del ICE. [4] Figura Modelo de interconexión del parque eólico experimental a analizar Figura Modelo π de una Línea de Transmisión. [3] Figura Configuración de la línea de interconexión del parque eólico para el cálculo de parámetros [4] Figura Comportamiento de aerogeneradores IG conectados en una sola etapa a la red para una potencia de 3MW Figura Comportamiento de aerogeneradores IG conectados en una sola etapa a la red para una potencia de 6 MW Figura Tensión en la barra de 34,5 kv para la conexión del parque eólico de 3 MW en una sola etapa Figura Tensión en la barra de 34,5 kv para la conexión del parque eólico de 6 MW en una sola etapa Figura Modelo experimental del parque eólico directamente conectado Figura Comportamiento del parque para una potencia de 3 MW al momento del arranque x

11 Figura Tensión en la barra B2 ante el arranque de la planta eólica de 3 MW Figura Comportamiento del parque para una potencia de 6 MW al momento del arranque Figura Tensión en la barra B2 ante el arranque de la planta eólica de 6 MW Figura Comportamiento del parque para una potencia de 3 MW al aplicar la falla 1 a los 20 s sin acción de protecciones Figura Comportamiento del parque para una potencia de 6 MW al aplicar la falla 1 a los 20 s sin acción de protecciones Figura Tensión en la barra 2 post liberación de la falla 1, para una potencia de 3 MW sin acción de las protecciones Figura Tensión en la barra 2 post liberación de la falla 1, para una potencia de 6 MW sin acción de las protecciones Figura Comportamiento del parque para una potencia de 3 MW al aplicar la falla 2 a los 20 s sin acción de protecciones Figura Comportamiento del parque para una potencia de 6 MW al aplicar la falla 2 a los 20 s sin acción de protecciones Figura Tensión en la barra 2 post liberación de la falla 2, para una potencia de a) 3 MW y b) 6 MW sin acción de las protecciones Figura Comportamiento del parque para una potencia de 3 MW al aplicar la falla 3 a los 20 s sin acción de protecciones xi

12 Figura Comportamiento del parque para una potencia de 6 MW al aplicar la falla 3 a los 20 s sin acción de protecciones Figura Tensión en la barra 2 post liberación de la falla 3, para una potencia de a) 3 MW y b) 6 MW sin acción de las protecciones Figura Comportamiento del parque para una potencia de 3 MW al aplicar la falla 1 a los 20 s con acción de protecciones Figura Comportamiento del parque para una potencia de 6 MW al aplicar la falla 1 a los 20 s con acción de protecciones Figura Tensión en la barra 2 post liberación de la falla 1, para una potencia de a) 3 MW y b) 6 MW, con acción de las protecciones Figura Comportamiento del parque para una potencia de 3 MW al aplicar la falla 2 a los 20 s con acción de protecciones Figura Comportamiento del parque para una potencia de 6 MW al aplicar la falla 2 a los 20 s con acción de protecciones Figura Tensión en la barra 2 post liberación de la falla 2, para una potencia de a) 3 MW y b) 6 MW, con acción de las protecciones Figura Comportamiento del parque para una potencia de 3 MW al aplicar la falla 3 a los 20 s con acción de protecciones Figura Comportamiento del parque para una potencia de 6 MW al aplicar la falla 3 a los 20 s con acción de protecciones xii

13 Figura Tensión en la barra 2 post liberación de la falla 3, para una potencia de a) 3 MW y b) 6 MW, con acción de las protecciones Figura Comportamiento del parque para una potencia de 3 MW al aplicar la falla 1 a los 20 s con acción de protecciones en un bloque Figura Comportamiento del parque para una potencia de 6 MW al aplicar la falla 1 a los 20 s con acción de protecciones en un bloque Figura Tensión en la barra 2 post liberación de la falla 1, para una potencia de a) 3 MW y b) 6 MW, con acción de la protección en un bloque Figura Comportamiento del parque para una potencia de 3 MW al aplicar la falla 2 a los 20 s con acción de protecciones en un bloque Figura , Comportamiento del parque para una potencia de 6 MW al aplicar la falla 2 a los 20 s con acción de protecciones en un bloque Figura Tensión en la barra 2 post liberación de la falla 2, para una potencia de a) 3 MW y b) 6 MW, con acción de la protección en un bloque Figura Comportamiento del parque para una potencia de 3 MW al aplicar la falla 3 a los 20 s con acción de protecciones en un bloque Figura , Comportamiento del parque para una potencia de 6 MW al aplicar la falla 3 a los 20 s con acción de protecciones en un bloque Figura Tensión en la barra 2 post liberación de la falla 3, para una potencia de a) 3 MW y b) 6 MW, con acción de la protección en un bloque xiii

14 Figura Comportamiento de los aerogeneradores directamente conectados con presencia de turbulencia en el viento incidente, para una potencia instalada de a) 3 MW y b) 6 MW Figura Potencia activa y reactiva del parque eólico ante fluctuaciones del viento para a) 3 MW y b) 6 MW Figura Tensión en la barra de carga ante fluctuaciones en la potencia de salida del parque eólico para una potencia instalada de a) 3 MW y b) 6 MW Figura Comportamiento del parque eólico ante una reducción del viento incidente para una potencia instalada de a) 3 MW y b) 6 MW Figura Comportamiento de la tensión en la barra de carga ante la desconexión del parque con capacidad de a) 3 MW y b) 6 MW Figura Modelo experimental del parque eólico doblemente alimentado Figura Comportamiento del parque para una potencia de 3 MW al momento del arranque Figura Tensión en la barra B2 ante el arranque de la planta eólica de 3 MW Figura Comportamiento del parque para una potencia de 6 MW al momento del arranque Figura Tensión en la barra B2 ante el arranque de la planta eólica de 6 MW Figura Comportamiento del parque para una potencia de 3 MW al aplicar la falla 1 a los 30 s sin acción de protecciones xiv

15 Figura Comportamiento del parque para una potencia de 6 MW al aplicar la falla 1 a los 30 s sin acción de protecciones Figura Tensión en la barra 2 post liberación de la falla 1, para una potencia de 3 MW sin acción de las protecciones Figura Tensión en la barra 2 post liberación de la falla 1, para una potencia de 6 MW sin acción de las protecciones Figura Comportamiento del parque para una potencia de 3 MW al aplicar la falla 2 a los 30 s sin acción de protecciones Figura Comportamiento del parque para una potencia de 6 MW al aplicar la falla 2 a los 30 s sin acción de protecciones Figura Tensión en la barra 2 post liberación de la falla 2, para una potencia de a) 3 MW y b) 6 MW sin acción de las protecciones Figura Comportamiento del parque para una potencia de 3 MW al aplicar la falla 3 a los 30 s sin acción de protecciones Figura Comportamiento del parque para una potencia de 6 MW al aplicar la falla 3 a los 30 s sin acción de protecciones Figura Tensión en la barra 2 post liberación de la falla 3, para una potencia de a) 3 MW y b) 6 MW sin acción de las protecciones Figura Comportamiento del parque para una potencia de 3 MW al aplicar la falla 1 a los 20 s con acción de protecciones xv

16 Figura Comportamiento del parque para una potencia de 6 MW al aplicar la falla 1 a los 30 s con acción de protecciones Figura Tensión en la barra 2 post liberación de la falla 1, para una potencia de a) 3 MW y b) 6 MW, con acción de las protecciones Figura Comportamiento del parque para una potencia de 3 MW al aplicar la falla 2 a los 20 s con acción de protecciones Figura Comportamiento del parque para una potencia de 6 MW al aplicar la falla 2 a los 20 s con acción de protecciones Figura Tensión en la barra 2 post liberación de la falla 2, para una potencia de a) 3 MW y b) 6 MW, con acción de las protecciones Figura Comportamiento del parque para una potencia de 3 MW al aplicar la falla 3 a los 20 s con acción de protecciones Figura Comportamiento del parque para una potencia de 6 MW al aplicar la falla 3 a los 20 s con acción de protecciones Figura Tensión en la barra 2 post liberación de la falla 3, para una potencia de a) 3 MW y b) 6 MW, con acción de las protecciones Figura Comportamiento de los aerogeneradores doblemente alimentados con presencia de turbulencia en el viento incidente, para una potencia instalada de a) 3 MW y b) 6 MW Figura Tensión en la barra de carga ante fluctuaciones en la potencia de salida del parque eólico para una potencia instalada de a) 3 MW y b) 6 MW xvi

17 Figura Comportamiento del parque eólico ante una reducción del viento incidente para una potencia instalada de a) 3 MW y b) 6 MW Figura Comportamiento de la tensión en la barra de carga ante la desconexión del parque con capacidad de 3 MW, cuando la potencia instalada es de a) 3 MW y b) 6 MW xvii

18 ÍNDICE DE TABLAS Tabla Áreas por empresa distribuidora [9] Tabla Valores eficaces de tensión nominal en redes de distribución aéreas de carácter general (Media Tensión). [11] Tabla Clasificación de las interrupciones en la red de distribución según su origen. [7] Tabla Clasificación de las perturbaciones asociadas a la forma de onda. [7] Tabla Valores de tensión en la barra de carga para un parque eólico de tecnología IG al variar la capacidad de corto circuito del punto de interconexión Tabla Valores de tensión en la barra de carga para un parque eólico de tecnología DFIG al variar la capacidad de corto circuito del punto de interconexión Tabla Valores de tensión en la barra de carga para un parque eólico de tecnología IG al variar la relación X/R del punto de interconexión Tabla Valores de tensión en la barra de carga para un parque eólico de tecnología DFIG al variar la relación X/R del punto de interconexión Tabla Valores de tensión en la barra de carga para un parque eólico de tecnología IG al variar la longitud de la línea de interconexión Tabla Valores de tensión en la barra de carga para un parque eólico de tecnología DFIG al variar la longitud de la línea de interconexión xviii

19 Tabla Valores de tensión en la barra de carga para un parque eólico de tecnología IG y 3 MW de potencia instalada al variar la longitud de la línea de interconexión y la capacidad de corto circuito del punto de interconexión Tabla Valores de tensión en la barra de carga para un parque eólico de tecnología IG y 6 MW de potencia instalada al variar la longitud de la línea de interconexión y la capacidad de corto circuito del punto de interconexión Tabla Valores de tensión en la barra de carga para un parque eólico de tecnología DFIG y 3 MW de potencia instalada al variar la longitud de la línea de interconexión y la capacidad de corto circuito del punto de interconexión Tabla Valores de tensión en la barra de carga para un parque eólico de tecnología DFIG y 6 MW de potencia instalada al variar la longitud de la línea de interconexión y la capacidad de corto circuito del punto de interconexión xix

20 NOMENCLATURA ICE Instituto Costarricense de Electricidad. CNFL Compañía Nacional de Fuerza y Luz. S.A Sociedad Anónima. IG Induction Generator. DFIG Double Feed Induction Generator. f.p factor de potencia. AC I alterna DC I directa PWM Modulación por ancho de pulso ( Pulse Wide Modulation ) P lt Severidad de larga duración de parpadeo de tensión o flicker. X reactancia. R Resistencia. pu por unidad. s segundo, unidad de tiempo según el Sistema Internacional de Unidades. ENE E.ON Netz GmbH en Alemania. AESO Operador del Sistema Eléctrico Alberta, por sus siglas en inglés. P Potencia Activa. Q Potencia reactiva. var voltampere reactivo, unidad de potencia reactiva. xx

21 VA voltampere, unidad de potencia aparente. m metro, unidad de longitud según el Sistema Internacional de Unidades. k kilo, coeficiente de M mega, coeficiente de m mili, coeficiente de m/s metros sobre segundo, unidad derivada para la velocidad según el Sistema Internacional de Unidades. xxi

22 RESUMEN En Costa Rica el uso de la energía proveniente del viento para la generación de energía eléctrica ha venido en aumento, actualmente existen propuestas de instalación de proyectos eólicos conectados a las redes de distribución de energía por parte de compañías distribuidoras, este hecho es una novedad en el país, debido a que el porcentaje de generación eólica instalado se encuentra conectado a las redes de transmisión del Instituto Costarricense de Electricidad mediante circuitos directos y exclusivos de 34,5 kv, sin la presencia de consumidores conectados a las líneas de interconexión. Por este motivo, en este documento se realiza un análisis sobre la interconexión de proyectos eólicos de baja capacidad (3 MW a 6 MW) a redes de distribución de 34,5 kv con clientes conectados, simulando un circuito simple de un sistema de distribución eléctrico común, considerando dos tecnologías de aerogeneradores, los aerogeneradores directamente conectados a la red y los aerogeneradores doblemente alimentados. En este análisis se contempla como se afecta el nivel de tensión en una barra de carga, con clientes (modelados como una carga resistiva) conectados a la misma, bajo cuatro escenarios: al momento del arranque del parque eólico, ante la respuesta del parque en presencia de una falla en la red eléctrica, por la variación de la potencia eléctrica generada por el mismo por el efecto de la variación del viento incidente en la turbina y por la desconexión del parque eólico ante una pérdida de viento. Además, observar la respuesta en la tensión en la misma barra de carga, ante la variación de parámetros importantes en la xxii

23 interconexión del parque, como lo son la relación de X/R y la capacidad de corto circuito en el punto de interconexión, la longitud de la línea de conexión del parque y la potencia instalada del mismo, con el fin de establecer los mejores puntos de referencia a la hora de interconectar un parque eólico a una red de distribución con clientes conectados. En base a esto, se determinó que la mejor tecnología para instalar en un parque eólico corresponde a los aerogeneradores doblemente alimentados, debido a la preservación de la calidad de la energía en el sistema por sus características de diseño y funcionamiento. Además, que los parámetros que influyen con mayor peso en la calidad de la tensión del sistema son la potencia total instalada en el parque, la longitud de la línea de interconexión y la capacidad de corto circuito del punto de conexión. De manera que es importante considerar éstos aspectos a la hora de realizar el diseño de la generación de energía eléctrica a partir de aerogeneradores. xxiii

24 1. CAPÍTULO 1: Introducción El uso de la energía eólica para la generación de electricidad en nuestro país ha venido en aumento en los últimos años. Esto para contrarrestar la reducción de generación renovable hidráulica que se da en los meses de verano (diciembre a abril), período en el que se puede obtener la máxima generación de energía eléctrica a partir del viento provocado por la influencia de los vientos alisios. Además, la actual crisis ambiental y energética que se está viviendo en nuestro país y en todo el mundo, obliga a la sociedad al uso de fuentes de energías limpias y eficientes para reducir los impactos negativos del uso de energías no renovables, por lo que el uso de la energía proveniente del viento es una excelente alternativa para nuestro país. Actualmente, en Costa Rica, existen proyectos eólicos que se planean conectar a la red de distribución nacional de 34,5 kv. Por ejemplo el Proyecto Eólico del Valle Central (PEVC) de la Compañía Nacional de Fuerza y Luz, S.A. que se planea conectar a una subestación de distribución eléctrica. Otro ejemplo es el Parque Eólico Los Santos (PELS) desarrollado por la cooperativa Coopesantos R.L. que se planea conectar al sistema de distribución de Los Santos en el patio de interruptores La Lucha. Por su naturaleza, los sistemas de distribución de electricidad presentan un mayor número de fallas que los sistemas de alta tensión o transmisión, estas fallas producen perturbaciones en la tensión de la red, provocando un deterioro en el desempeño de los 1

25 generadores eólicos conectados al sistema si éstos no cuentan con los mecanismos adecuados para operar en estas redes. Además, por las características de algunos tipos de aerogeneradores, al conectarse éstos a la red de distribución eléctrica producen una caída de tensión en el punto de conexión, lo cual afecta tanto a los demás generadores del parque, como a la calidad de la tensión de la red y por tanto, a los usuarios del servicio eléctrico. Por este motivo, se han diseñado diferentes tecnologías de aerogeneradores que brindan un mejor desempeño operativo y de esta manera soporten más eficientemente las perturbaciones de tensión típicas de un sistema eléctrico de distribución eléctrica. Debido al auge que tiene en este momento el uso de aerogeneradores en muchos países, se han creado políticas que especifican los requerimientos para la interconexión de plantas eólicas de baja capacidad a redes de distribución eléctrica, como una forma de homogenizar los esquemas de tensión y generación para no perjudicar la calidad del servicio eléctrico ni a los parques eólicos instalados. Con base en todo lo anterior este documento presenta el modelado y el análisis de la interconexión de un parque de generación eólico en un sistema de distribución de electricidad con un nivel de tensión de 34,5 kv, el cual es abastecido por la Compañía Nacional de Fuerza y Luz, S.A. (CNFL) en el Área Central de Costa Rica. Se incluye el análisis tanto del desempeño de los aerogeneradores ante depresiones de tensión provenientes de la red de distribución, como la calidad del servicio en la tensión eléctrica de la red una vez conectado el parque eólico a ésta, de manera tal que se pueda apreciar el 2

26 impacto de las perturbaciones introducidas al sistemas por los generadores, específicamente en la calidad de la tensión de los usuarios del servicio eléctrico conectados al circuito al que está conectado, además, el parque. 1.1 Objetivos Objetivo general Realizar un análisis de la interconexión directa, a circuitos de distribución eléctrica de media tensión, de parques eólicos de bajas potencias, 3 MW a 6 MW, con diferentes tecnologías existentes de aerogeneradores Objetivos específicos. Realizar una investigación sobre las diferentes tecnologías existentes de aerogeneradores. Mediante el uso del programa de cómputo Matlab, simular la conexión de plantas eólicas de baja capacidad de diferentes tecnologías a circuitos de distribución eléctrica y analizar el comportamiento transitorio de las mismas al ser sometidas a depresiones de tensión en el punto de conexión con la red de distribución eléctrica. 3

27 Analizar mediante Matlab la conexión de plantas eólicas de baja capacidad a un circuito de distribución con clientes conectados y determinar cómo se afecta la calidad del servicio a los mismos ante variaciones en la generación de la planta eólica. Revisar y comparar las normativas nacionales e internacionales existentes sobre los requerimientos para la interconexión de plantas eólicas de baja capacidad a redes de distribución eléctrica y proponer los lineamientos básicos para la conexión de plantas eólicas de baja capacidad a redes de distribución eléctrica en Costa Rica. 1.2 Metodología Para lograr el objetivo de este proyecto, se realizó una investigación bibliográfica usando tanto libros de texto como una exploración en internet, sobre investigaciones, tesis, noticias, artículos entre otros, que contuvieran información relevante sobre el tema de la interconexión de proyectos eólicos a redes de distribución, sobre las diferentes tecnologías de aerogeneradores existentes que puedan ser utilizadas en nuestro país y sobre las políticas nacionales e internacionales que existen actualmente para la interconexión de plantas eólicas a las redes de distribución. Para el modelado de los dos escenarios a analizar en este proyecto, producto de la interconexión de una planta de generación eólica a la red de distribución de 34,5 kv, se realizó una simulación de la granja eólica y la red de distribución en Matlab R2008a (versión ) utilizando el módulo SympowerSystems de Simulink, el cual tiene 4

28 incorporado el diseño de los generadores de inducción directamente conectados (IG) y los de inducción doblemente alimentados (DFIG). Se aplicó un modelo utilizando valores reales que se podrían utilizar en un proyecto de generación eólica de baja capacidad conectado a un sistema de distribución como el de la Compañía Nacional de Fuerza y Luz, S.A en Costa Rica. Estos datos se consultaron en investigaciones afines realizadas sobre la materia en el país y con personal del Instituto Costarricense de Electricidad, para de esta manera contar con datos veraces en el análisis. Una vez realizado el modelo con los valores adecuados para el mismo, se definieron algunos parámetros para poder aprovechar los modelos integrados de Matlab, como lo fueron la tensión de conexión del parque en 575 V y la potencia nominal de la turbina en 1,5 MW de manera que para generar las potencias de 3 MW y 6 MW analizadas en este documento, sólo fue necesario multiplicar la capacidad del potencia del generador, turbina y convertidores de potencia (en el caso de DFIG) por un factor de 2 ó 4 según correspondiera. Además de la potencia reactiva aportada por el banco de capacitores de 400 kvar para la tecnología IG de aerogeneradores. Posteriormente se realizó un análisis de diferentes casos variando parámetros de importancia a la hora de interconectar un parque de generación eólica a una red eléctrica y comparar los valores de la tensión de arranque de primera oscilación (estabilidad transitoria del sistema) para cada caso, con cada tecnología y para cada valor de potencia instalada en el parque. Además del efecto de una falla en la línea de interconexión. 5

29 2. CAPÍTULO 2: Desarrollo teórico En este capítulo se detallarán algunos términos relevantes para el desarrollo de este documento, esto para obtener un mayor entendimiento de las bases sobre las que se fundamenta esta investigación y así lograr brindar una información más clara. Los términos más importantes se desarrollan a continuación. 2.1 Sistema Eléctrico Nacional. Se denomina Sistema Eléctrico Nacional como referencia a los sistemas relacionados con los procesos de generación, transmisión y distribución de la Energía Eléctrica en nuestro país. La red que compone el Sistema Eléctrico Nacional (SEN) está formada por todos los elementos que constituyen las centrales generadoras de electricidad, las líneas de transmisión de alta tensión (AT) y distribución de energía en mediana (MT) y baja tensión (BT); las subestaciones eléctricas de AT-MT, los centros de transformación en baja tensión y todas las cargas en alta, media y baja tensión. Todos los componentes que forman cada parte del SEN se pueden clasificar en cuatro grupos denominados: Generación, Transmisión, Distribución y Consumo. Nuestro país cuenta con condiciones naturales favorables para la generación de electricidad a partir de energías limpias, como lo son [9]: - Es un país densamente montañoso con altos índices de pluviosidad. 6

30 - Posee territorios con vientos fuertes y sostenidos en pasos de la divisoria continental. - Se encuentra ubicado en una zona tropical, por lo que presenta una intensa radiación solar. - Alta presencia de producción agrícola en todo el país. - Gran cantidad de volcanes a lo largo de la mayor parte del territorio nacional. Todas estas características mencionadas anteriormente, aportan a nuestro país un excelente potencial para la generación de electricidad a partir de Energía Hidroeléctrica, Energía Eólica, Energía Solar, Biomasa y Energía Geotérmica, respectivamente. Debido a estas condiciones idóneas para la generación de electricidad en nuestro país, el 9 de agosto de 1884 se creó la primera planta hidroeléctrica, con una capacidad de 50 kw con el fin de iluminar la cuidad de San José con 25 lámparas tipo arco Thompson- Houston. De esta manera, Costa Rica fue el tercer país a nivel mundial en contar con energía eléctrica. Actualmente, el Sector Eléctrico Nacional está regido mediante un marco institucional donde los procesos de Generación, Transmisión, Distribución y Consumo están regidos por normativas de regulación dadas por la Autoridad Reguladora de Servicios Públicos (ARESEP) y sometidos a políticas creadas por el Ministerio de Ambiente, Energía y Telecomunicaciones (MINAET). 7

31 Dentro de este marco institucional, el sector correspondiente a la Generación de Electricidad se encuentra divido en tres grupos, los cuales corresponden a: el Instituto costarricense de Electricidad (ICE) Generación, Generación Privada y Generación Propia de Distribuidoras. Entre las cuales han logrado crear una capacidad instalada de 2 605,6 MW al corte del año 2010, donde 1553,2 MW (60 %) corresponden a generación hidroeléctrica; 723,1 MW (28 %) corresponden a generación térmica; 165,8 MW (6 %) de generación geotérmica; 119,5 MW (4 %) de generación eólica y 43,7 MW (2 %) de generación a partir de biomasa [9]. La sección correspondiente a la Transmisión de electricidad le corresponde únicamente al ICE Transmisión y Despacho, la cual también abarca la red de Interconexión Internacional. Al año 2010, existía una longitud instalada de líneas de km, con una capacidad instalada en subestaciones de MVA y un promedio de horas de indisponibilidad de la red de transmisión de 1 h y 25 min, sobre h de disponibilidad [9]. En la parte de Distribución Eléctrica entran varias corporaciones en juego como lo son: ICE- Servicio al Cliente, la Compañía Nacional de Fuerza y Luz (CNFL), Empresas Municipales (JASEC y ESPH) y cuatro Cooperativas (COOPEGUANACASTE, COOPEALFARO, COOPESANTOS Y COOPELESCA). Este sector será detallado más específicamente más adelante en este capítulo (sección 2.1.1), al estar este proyecto dirigido a la interconexión de parques eólicos en redes de Distribución Eléctrica. 8

32 Finalmente, el sector consumo se divide en 4 grupos según el tipo de clientes: Residenciales, Industriales, Comerciales y Otros. Actualmente la energía eléctrica está presente en casi todas las actividades diarias que desarrollamos los costarricenses y la población mundial en general, el uso de esta energía permite a la sociedad por ende, al país, desarrollarse económicamente y producir competitividad a nivel mundial. Por esta razón, nuestro sistema eléctrico ha tenido que desarrollarse para poder abastecer la creciente demanda del servicio y adaptarse a las condiciones de progreso que el desarrollo económico y social requieren. Estos cambios han producido que el sistema eléctrico nacional haya sufrido una gran evolución desde su inauguración, el 9 de agosto de 1884, hasta el día de hoy (donde al cierre del año 2010 el porcentaje de electrificación nacional era de un 99,11 % de cobertura), esta evolución ha conllevado cambios, no solo en todos los elementos que componen los sistemas de generación, transmisión, distribución y consumo de electricidad, sino también en la utilización de diferentes tipos de materiales utilizados, estrategias de operación, aplicaciones, y fuentes de energía. La innovación en el uso de nuevas fuentes de energía se ha visto impulsada por la aceleración de la crisis energética y ambiental en todo el mundo, lo que ha provocado un gran auge en la utilización de energías limpias, también llamadas energías renovables. Entre estas energías renovables, se rescata la energía proveniente del viento, o energía eólica, la cual es una tecnología altamente efectiva y rentable desde el punto de vista de inversión inicial y ganancia. 9

33 A pesar de que en nuestro país actualmente el 93 % de la energía eléctrica producida es de origen renovable, existe un 7 % (641 GWH) de energía proveniente de las plantas térmicas, las cuales usan como materia prima los combustibles fósiles, en especial diesel o bunker C [9]. De manera que el uso de una energía limpia como la eólica vendría a diversificar las fuentes de energía renovable y desplazaría los hidrocarburos, promoviendo la eficiencia en el uso de recursos energéticos. Además, contribuiría con el país a alcanzar la meta de ser un país Carbono Neutral en el Sector de Distribución Eléctrica en Costa Rica. Como se menciono en la sección 2.1, el sector de Distribución Eléctrica está conformado por varias corporaciones como lo son: el ICE- Servicio al Cliente, la Compañía Nacional de Fuerza y Luz (CNFL. S,A), Empresas Municipales (JASEC y ESPH) y cuatro Cooperativas (COOPEGUANACASTE, COOPEALFARO, COOPESANTOS Y COOPELESCA), entre las cuales brindan a la actualidad un grado de 99,11 % de electrificación a nivel nacional, con un total de clientes que producen un promedio de ventas anuales de GWh y un total de km de longitud en líneas de distribución [9]. Los porcentajes en cuanto a clientes, ventas y territorio servido de cada una de las empresas encargadas a la distribución de energía en el país, se muestran en la tabla a continuación: 10

34 Tabla Áreas por empresa distribuidora [9]. Compañía Distribuidora Clientes (%) Ventas (%) Territorio Servido (%) ICE 43,53 39,57 77,5 CNFL 33,84 39,06 1,9 JASEC 5,57 5,76 2,4 ESPH 4,66 6,02 0,2 COOPELESCA 5,03 4,06 9,2 COOPEGUANACASTE 4,41 4 6,2 COOPESANTOS 2,53 1,27 2,2 COOPEALFARO 0,43 0,26 0,4 Donde se muestra que las dos principales empresas distribuidoras en el país corresponden al ICE y la CNFL, las cuales suman el 77,37 % de los clientes y el 78,63 % de las ventas a nivel nacional, pese a que la Compañía Nacional de Fuerza y Luz tan solo abarca el 1,9 % del territorio servido en el país, el gran porcentaje de clientes y ventas que produce es debido a que la CNFL, S.A está a cargo de la distribución de la energía en el Gran Área Metropolitana del país, que es donde se concentra la mayor parte de la población, la vida institucional y las principales actividades comerciales y productivas del país, como se muestra en la siguiente figura: 11

35 Figura Territorio servido por las diferentes empresas distribuidoras [9]. En nuestro país se define la tensión utilizada para el suministro eléctrico en media tensión (MT) a todo el rango de tensiones entre 1 kv y 34,5 kv [11] y se define como red de distribución a la fracción de la red eléctrica compuesta por las barras de media tensión de las subestaciones reductoras (AT-MT), subestaciones de maniobra (patios de interruptores), conductores a media y baja tensión, los equipos de transformación, control, monitoreo y protección asociados, para la entrega de la energía eléctrica a su destino final [11]. En redes de distribución aéreas de Media Tensión en nuestro país, según lo estipulado por la ARESEP en la Norma de Tensión [11] se tienen los siguientes valores de tensión: 12

36 Tabla Valores eficaces de tensión nominal en redes de distribución aéreas de carácter general (Media Tensión). [11] Sistema Tensión Trifásico 4 conductores Entre Líneas Activas (V) Entre Líneas Activas y Neutro (V) En la tabla , los valores de tensión marcados en negrita corresponden a las subestaciones de distribución primaria, mientras que las que no se encuentran resaltadas corresponden a las subestaciones de distribución secundaria. En nuestro SEN y según las regulaciones dadas por la ARESEP, para un sistema de distribución de 34,5 kv como el estudiado en este proyecto y que corresponde al nivel de tensión típico de la Compañía Nacional de Fuerza y Luz S.A, el rango de tensión normal de operación es de 33,64 kv como mínimo y 36,23 kv máximos en el caso de operación normal del sistema, además existen límites tolerables de tensión que alcanzan desde 32,78 kv (mínimo) a 36,51 kv (máximo). Estos límites representan los valores permisibles ante los cambios de carga y potencia en el sistema de distribución bajo condiciones normales de operación (cuando el 95 % de los valores eficaces de tensión, en un período de una semana, promediados en 10 min, se sitúan en el intervalo normal de tensión de servicio [11]). Todas estas regulaciones ligadas al sector de distribución eléctrica, son necesarias debido a que la red de distribución nacional es la encargada de llevar la energía eléctrica a 13

37 los consumidores, los cuales van desde el sector residencial, la vida institucional y las principales actividades comerciales y productivas del país. De manera que asegurar una calidad y excelencia del servicio es una meta de todas las instituciones dedicadas al sector de distribución eléctrica en nuestro país. 2.2 Energía Eólica como fuente de generación eléctrica. La energía eólica es la energía proveniente del viento, el cual es una reacción natural producto del calentamiento de la superficie terrestre por el Sol, donde se trata de ajustar mediante corrientes de convección los desequilibrios termodinámicos que resultan de las diferentes temperaturas en el planeta, las cuales se dan debido a que la insolación solar varía con la latitud y a que el agua absorbe más rápidamente el calor que la tierra [2]. Debido a factores como la masa del aire, la rotación terrestre y el relieve del terreno, el viento tiene una distribución constante, como se aprecia en la figura

38 Figura Esquema de circulación del viento en la atmósfera. [2] Uno de los factores más considerables en cuanto a la velocidad del viento se refiere, es el relieve, en conjunto con la vegetación, ya que éstos atenúan el movimiento de las masas de aire. De manera que en los océanos el viento es más fuerte que en las superficies de tierra firme, ya que no existe vegetación ni elevaciones que frenen la velocidad del viento. En nuestro país existen estudios relacionados con la dirección y velocidad del viento sobre la superficie, de manera que se han podido construir mapas de viento que sitúan eficientemente el reparto geográfico del viento en Costa Rica. 15

39 Figura Mapa Eólico de Costa Rica [2]. En Costa Rica se ha venido implementando el uso de energía eólica para producir electricidad debido a razones [13] como: - El mayor potencial de generación de electricidad a partir del viento se da en los meses de verano, donde las reservas hidráulicas (las cuales originan el 76 % de la generación eléctrica en el país [9]) merman. - La potencia generada por el viento es directamente proporcional al cubo de la velocidad de éste, por lo tanto es posible generar mucha más electricidad con pequeñas variaciones de velocidad. 16

40 - Actualmente los costos de generación a partir del viento son competitivos y accesibles. - Hacer frente a la crisis energética y ambiental que se está viviendo actualmente en todo el mundo, ya que es una energía que no contamina ni posee ningún proceso de combustión ni transformación térmica. - Reduce la dependencia energética de fuentes externas al país, al no contar Costa Rica con yacimientos de petróleo en explotación. - Representa una fuente económica para la comunidad con la instalación de parques eólicos de generación distribuida. Sin embargo, pese a las enormes ventajas que representa el uso de la energía del viento para producir electricidad en nuestro país, la generación eólica posee desventajas serias a ser consideradas, como lo son [13]: - Es menos flexible que otras tecnologías de generación mediante recursos renovables, ya que la fuente primaria de energía, el viento, no puede ser controlado. - Produce un impacto visual negativo e inevitable, ya que las estructuras a utilizar son altas y robustas y generalmente están colocadas, geográficamente, en lugares donde resultan mayormente evidentes, como lo son cerros, elevaciones y costas. - Disminuyen el valor panorámico de un lugar, ya que se construyen en montañas y costas, particularmente, de manera que impactan en los recursos naturales paisajísticos y culturales de las zonas aledañas a la granja eólica. 17

41 - Producen cierto nivel de ruido tanto mecánica como aerodinámicamente, que podría resultar molesto para las personas. - Impacto sobre la fauna, principalmente en aves, ya que la instalación de un parque eólico puede producir (dependiendo de las especie involucrada, la estación climatológica y la localización del parque) que las aves tengan que desplazarse a otros sitios o que el parque interrumpa en la ruta de inmigración de las aves, además de accidentes de éstas con las estructuras, lo que produce el deceso de los animales. En el caso de Costa Rica, los problemas asociados al impacto visual y el ruido no son significativos debido a que los parques instalados a la fecha se encuentran en una sola zona geográfica (Guanacaste) y en lugares poco poblados, alejados de las zonas céntricas. Además, tal vez la desventaja más importante, visto desde un punto de vista de eficiencia energética, radica en el comportamiento de los parques de generación eólica ante caídas de tensión en el sistema eléctrico. Una caída en el nivel de tensión de la red eléctrica (también denominado hueco o depresión de tensión sag ) es producida generalmente por una falla en el sistema, de manera que la tensión en el punto de falla cae a prácticamente un nivel de 0 V y esto hace que se produzca un flujo de corriente hacia la falla que produce que el nivel de tensión en toda la red disminuya. Cuando se presenta un fenómeno de este tipo, se puede provocar que los aerogeneradores se disparen, provocando la salida total o parcial del parque eólico que posea generadores directamente conectados a la red [5], ya que por su estructura, éstos 18

42 poseen protecciones que sacan de funcionamiento el generador ante pequeños cambios en el nivel de tensión de operación, por seguridad del equipo. Adicionalmente, el hecho de que un parque eólico salga de funcionamiento como respuesta ante un hueco de tensión, produce un incremento en el estado de la falla original, ya que también se pierde la potencia generada por el parque (sumado a la disminución de potencia original que se dio por la falla: apertura de una línea, generador o barra de potencia [5]), y con esto aumenta el desequilibrio del sistema, al haber más potencia demandada por las cargas que la entregada por el sistema de generación de la red eléctrica, lo que puede llevar a un colapso en cascada del Sistema Eléctrico Nacional. 2.3 Calidad de la energía en un sistema eléctrico. El tema de la calidad de la energía en un sistema eléctrico es de suma importancia debido a que en la actualidad, los equipos conectados a las redes eléctricas exigen altos estándares de calidad en cuanto a tensión de alimentación se refiere; además, las tendencias en la regulación de servicios, incentiva a las empresas dedicadas al suministro de electricidad a la eficiencia vía reducción de costos, lo que puede afectar la calidad del servicio brindado al existir la posibilidad de que se impongan límites a las inversiones, operaciones y mantenimiento de las redes en las compañías [7]. Las políticas de calidad de la energía conllevan tanto asuntos técnicos como administrativos, siendo estos últimos los asuntos relacionados con la facturación, atención 19

43 al cliente y conexión de servicios, dado la temática de este proyecto, se limitará a profundizar únicamente en la parte relacionada con la temática técnica de la calidad de la energía eléctrica, como lo son la continuidad del servicio y la calidad de la tensión que se entrega para su utilización en una aplicación final específica. Una perturbación negativa en la calidad en el servicio eléctrico tiene un efecto inmediato en el servicio solicitado y bienestar de los consumidores, ya que cuando ocurre una interrupción del suministro de energía eléctrica, los usuarios quedan imposibilitados en cuanto a la utilización de los equipos eléctricos; además, la empresa distribuidora se ve imposibilitada para vender la energía, lo que involucra pérdidas económicas para ambos. De manera similar, cuando la calidad de la tensión de suministro es mediocre, los equipos operan de una manera inadecuada, lo que genera desde una reducción de su vida útil hasta pérdida total de éstos, además de pérdidas en materias primas en el sector industria. Las perturbaciones clásicas en las redes, causadas por las descargas eléctricas, las operaciones de conmutación y los cortocircuitos, la creciente cantidad de energía generada a partir de fuentes renovables y la baja redundancia en las líneas y subestaciones tienen efectos negativos sobre la calidad de la energía en las redes de distribución de Media y Baja Tensión y transmisión en Alta Tensión, siendo más comunes las fallas en los sistemas de distribución (entre un 80 % y 95 % del total de fallas en el sistema). Cuando se produce una falla que produce que la tensión de suministro sea interrumpida. En Costa Rica la ARESEP establece en la norma UNE-EN que toda perturbación que ocasione una caída de tensión por debajo del 1 % del valor nominal, en 20

44 cualquiera de las fases del sistema eléctrico, es considerada como una interrupción del suministro eléctrico [7]. Algunas de las razones que producen una interrupción en el sistema eléctrico, se resumen en la Tabla , donde se pueden clasificar los distintos tipos de fallas del sector distribución, según sus orígenes. Tabla Clasificación de las interrupciones en la red de distribución según su origen. [7] Interrupciones Previstas Interrupciones Imprevistas Son las interrupciones programadas por la distribuidora y avisadas con antelación a los clientes afectados Cuando no hay suficiente generación para Generación cubrir la demanda. Son todas las demás interrupciones: no estaban previstas ni avisadas Transporte Origen desconocido Climatología Origen interno Origen Externo Fuerza mayor Fallo en la red de transporte que provoque interrupciones en la red de media o baja tensión. Cuando no se detecta ningún fallo: suelen considerarse interrupciones transitorias. Rayos, viento, entre otros. Fallo de elementos, falsa maniobra, entre otros. Excavadora, pájaro, personas, entre otros. Terrorismo, terremoto, entre otros. Para efectos de calidad de la tensión de suministro, se involucran factores como la frecuencia de la onda de tensión, la forma de la onda y la amplitud de la tensión de suministro, donde lo ideal que se espera en el sistema, es una onda de naturaleza sinusoidal, de frecuencia y amplitud establecida e invariante. 21