EVALUACIÓN DEL COMPORTAMIENTO DE UN SISTEMA ELECTRICO AISLADO ANTE RAMPAS DE VIENTO UTILIZANDO AEROGENERADORES DE VELOCIDAD FIJA

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1 EVALUACIÓN DEL COMPORTAMIENTO DE UN SISTEMA ELECTRICO AISLADO ANTE RAMPAS DE VIENTO UTILIZANDO AEROGENERADORES DE VELOCIDAD FIJA L.J. Salazar F.A.Quizhpi Departamento de Tecnología Industrial, Universidad Simón Bolívar, Caracas, Venezuela Departamento de Ingeniería Eléctrica y Electrónica, Universidad Politécnica Salesiana, Cuenca, Ecuador fquizhpi@ups.edu.ec Resumen. Las turbinas eólicas producen fluctuaciones de potencia continuas y complejas, que se deben principalmente a la variación de la velocidad del viento. Estas variaciones afectan la calidad de energía y fluctuaciones; y por tal motivo es importante la simulación precisa de las fluctuaciones de potencia de las centrales eólicas durante su operación continua. Con el objetivo de investigar las características operativas de un sistema de conversión de energía eólica, es deseable y conveniente disponer de un registro secuencial, por un año al menos, de velocidades de viento. Algunas veces no está disponible esta información para el análisis de los datos reales. Tener medidas del viento tiene como ventaja que al utilizarse en los modelos dinámicos se determina con mayor precisión el desempeño de la turbina. En este trabajo teniendo como base los resultados de estabilidad transitoria para las diferentes fallas monofásicas y trifásicas en el sistema eléctrico en estudio, se realizan simulaciones y análisis del comportamiento del sistema para el caso de un parque eólico de 20 MW con aerogeneradores de velocidad fija para rampas de viento que inician y finalizan desde velocidad mínima velocidad máxima y velocidad máxima velocidad mínima. Palabras clave. Velocidad de viento, medidas de viento, sistema eléctrico, rampa de viento, velocidad fija. 1. INTRODUCCIÓN Para satisfacer las necesidades de demanda de energía, los sistemas eléctricos cuentan con una cantidad determinada de centrales generadoras, líneas de transmisión y distribución. Planificar la expansión se traduce en contar con el número de instalaciones y equipos necesarios en los diferentes sistemas que lo conforman, que deberán abastecer las demandas futuras de potencia y energía. Es vital planificar de manera adecuada la expansión de dichos sistemas y considerar las características particulares de los sistemas de generación eólica así como otras de generación convencional [1]. Para el desarrollo de un proyecto de generación de electricidad, donde el recurso eólico surge como fuente de energía primaria, es necesario conocer la naturaleza y comportamiento del viento, para poder comprender las características que presenta y así considerar todos los aspectos que describen al fenómeno, con la finalidad de lograr maximizar el aprovechamiento de la energía. Los sistemas eléctricos aislados (en principio sistemas débiles) presentan características tales que la estabilidad es un problema de primer orden. Son sistemas de pequeño tamaño y están equipados total o parcialmente con grupos generadores de baja inercia (por ejemplo accionados por motores diesel). Además, las redes eléctricas de los sistemas aislados están, por lo general, poco malladas y son de niveles de tensión inferiores a las redes de los sistemas interconectados. Cuando se plantea la necesidad de la instalación de un nuevo grupo de generación para una región con sistemas eléctricos débiles o aislados, se deben realizar los estudios pertinentes del sistema eléctrico, entre ellos, uno de los fundamentales es el de estabilidad. Dichos estudios afectan a la planificación y explotación de los sistemas eléctricos en mayor o menor medida dependiendo de las características de los mismos. Los estudios de estabilidad transitoria de 1

2 redes eléctricas analizan la capacidad del sistema de alcanzar un punto de funcionamiento estable tras la ocurrencia de una perturbación, por ejemplo, un cortocircuito o la desconexión de un generador, línea o transformador [2]. Los sistemas de generación eólica, debido a las características variables y aleatorias del viento introducen nuevas solicitudes a los sistemas eléctricos de potencia. Su conexión a las redes eléctricas de potencia plantea la necesidad de realizar estudios detallados y específicos con la finalidad de g a r a n t i z a r la correcta operación del sistema, la calidad del servicio eléctrico y también para lograr el mejor aprovechamiento posible del recurso eólico (rendimiento de la alta inversión inicial requerida). 2. DESCRIPCION GENERAL DEL SISTEMA Considerando que para la evaluación de la propuesta y su posterior proyección de aplicación en regiones del Ecuador, es necesario partir de datos reales de condiciones de viento. Se toma como punto de partida un sistema eléctrico de la región insular de Venezuela, cuya división política lo secciona en 11 municipios entre los cuales destaca un Municipio Peninsular al oeste de la isla que tiene una superficie de 330,7 km² población de habitantes (censo 2001) y representa la zona más despoblada de la isla. Las características de infraestructura eléctrica presente, el poco desarrollo urbanístico, condiciones de topología del terreno, vegetación, condiciones climáticas, y eólicas de la isla, convierten al sistema eléctrico peninsular en un candidato excelente para la instalación de un emplazamiento eólico. Un simple análisis considerando la variabilidad horaria de la velocidad del viento, la presión atmosférica, y temperatura, permite determinar que la densidad de energía ronda los 3,9 kwh/m 2 durante un día promedio típico en la isla, por encima de 1,3 MWh/m 2 durante un año típico. Como consecuencia de este enfoque la isla posee un recurso eólico adecuado para la explotación de la energía del viento a escala comercial, donde el Municipio Peninsular destaca con velocidades de viento de 6,22 m/s a 50 m y 5,31 m/s a 10 m [3]. El sistema eléctrico de la isla esta divido en tres subsistemas: Generación, Transmisión y Distribución. El Sistema de Generación 2 constituido por una central generadora con plantas duales (gas/diesel) que operan con diesel. Adicionalmente, la isla cuenta con bloques de generación distribuida, grupos electrógenos. El Sistema Eléctrico de Transmisión, conformado por un anillo en 115 kv, además de una interconexión al Sistema Interconectado Nacional en tierra firme en 115 kv. El Sistema Eléctrico de Distribución en 34,5 kv, donde se tiene un anillo al oeste (Municipio Peninsular) de la isla. El Sistema de Distribución en 13,8 kv, conformado por circuitos tipificados como: Residencial, Residencial Comercial, Residencial Hotelero, Hotelero y Oficial que corresponden a suscriptores. De estos el 50% es residencial. En total los sistemas de transmisión y distribución lo conforman seis subestaciones en 34.5 kv operativas, una próxima a incorporar, seis subestaciones en la isla y dos en tierra firme en 115 kv, monitoreadas desde un centro de control presente en la planta de generación principal Evaluación de la demanda del sistema eléctrico Para realizar el estudio del sistema eléctrico de la isla se requiere el conocimiento de la topología de la red, plantas de generación, líneas de transmisión, transformadores de potencia y demás dispositivos eléctricos. Adicionalmente, se necesita determinar el comportamiento de la demanda, así como la estimación de su proyección futura para reflejar y simular adecuadamente los escenarios a estudiar. Para ello se analiza el comportamiento de la demanda eléctrica de la isla en los últimos 19 años ( ) (Tabla 1) y el crecimiento interanual de la misma (Tabla 2). Tabla 1: Crecimiento de la demanda máxima anuales período Años Demanda (MW) Años Demanda (MW) , , , , , , , , , , , , , , , , , , ,30

3 Tabla 2: Crecimiento interanual máximas demandas Años % Años % , , , , , , , , , , , , , , , , , ,44 De las Tabla 1 y Tabla 2 se tiene que el sistema eléctrico de la isla presenta un crecimiento de la demanda máxima de 201,83 MW que implica un crecimiento interanual promedio del 6,15% en el período en estudio. Estimando la posible demanda, mostrada en la Tabla 3, para el año 2021 se tiene que de mantenerse el comportamiento de la carga se tendrá en promedio un crecimiento de la demanda máxima de 550,815 MW. Tabla 3: Proyección del crecimiento de la demanda máxima anual Años Demanda (MW) Años Demanda (MW) , , , , , , , , , , , ,68 Por lo que la implantación de un parque eólico que contribuya al suministro de energía eléctrica y ahorro de combustibles fósiles ayudará al sistema. 3. METODOLOGIA DESARROLLADA 3.1. Modelo Aerogenerador El Parque Eólico (PE), simulado en esta investigación, implementa generadores de inducción jaula de ardilla con doble devanado en el estator. Conformado por Aerogeneradores (AG) de 1,32 MW con control de potencia por entrada en pérdida del sistema de velocidad fija, modelo MADE AE-61 [1]. Desde el punto de vista de los objetivos de este trabajo, esta es la tecnología que mayor impacto puede tener sobre el sistema eléctrico, aunque se considere obsoleta a nivel mundial, los resultados de los estudios que se realizan se pueden considerar como los más pesimistas posibles, pero son validos porque en Venezuela es la tecnología que se está implementando. Adicionalmente el PE en estudio será instalado en una zona cuyos vientos están clasificados como tipo III (suaves) Modelado del Viento Una central eólica conectada a la red eléctrica puede afectar la calidad de energía debido a las fluctuaciones características de la potencia como consecuencia de las variaciones de la velocidad del viento. En este sentido, el modelo representado por el diagrama de bloques que se presenta en la figura 1, donde está presente el bloque que representa el comportamiento del viento, permitirá analizar el comportamiento de los AG y sistemas ante rampas de viento, cambios de velocidad desde Vmáx a Vmín y Vmín a Vmáx. Figura 1: Diagrama general comportamiento dinámico sistema eólico velocidad fija. La figura 1 muestra un esquema general de la tecnología de AG de paso fijo con velocidad fija. El AG simulado en este trabajo incluye un control de potencia por entrada en pérdidas lo que permite el control de potencia para velocidades de viento elevada, denominado: STALL, sistema de parada de freno aerodinámico mediante el giro de la punta de pala, cuyas características principales son: Palas del rotor unidas al buje en un ángulo fijo. Sistema pasivo de control de potencia por efectos aerodinámicos. Parámetro de control: velocidad del viento. El estudio se parte para la condición de viento en que se inicia y finaliza la rampa, se utilizan las velocidades de los registros mostrados en la Tabla 4 de la Zona Nor Oeste de la Isla, donde se encuentra el Municipio Peninsular. Se tiene como velocidad mínima 4,71 m/s y 3

4 Potencia en MW velocidad máxima 15 m/s (el doble de la velocidad máxima 7,65 m/s, Tabla 4). Esta velocidad es cercana al punto de operación a la potencia nominal según la Figura 2. Se desarrolló un modelo reducido del parque. Este modelo, incluye todos y cada uno de los AG del parque, sin representar en detalle la red interna. Tabla 4: Promedio velocidades de viento mensuales a 50 metros diez años Zona Nor Oeste de la Isla. [1] Mes V(m/s) Mes V(m/s) Enero 7,13 Julio 6,04 Febrero 7,45 Agosto 5,30 Marzo 7,65 Septiembre 4,76 Abril 7,24 Octubre 4,71 Mayo 6,41 Noviembre 5,22 Junio 6,32 Diciembre 6,40 1,4 CURVA DE POTENCIA DEL AG MADE AE-61 (densidad de viento estándar) 1,2 1 0,8 0,6 0,4 0, ,5 5 7, , , , ,5 velocidades de viento en m/s CURVA DE POTENCIA MADE AE-61 Figura 2: Curva de potencia del AG MADE AE-61 [1] En la Tabla 5 se muestran las velocidades mínimas y máximas, en conjunto con la potencia desarrollada por un aerogenerador en cada caso. Tabla 5: Potencia de un aerogenerador para la velocidad mínima y máxima. Potencia Velocidad Mínima 4,71 m/seg 0,08 MW Velocidad Máxima 15 m/seg 1,24 MW 3.3. Modelado del sistema eléctrico Se modeló la red eléctrica en el Software DIGSILENT, tal como se muestra en la figura 3, usando los parámetros respectivos de los elementos del sistema, dimensiones y características de las líneas de transmisión, generadores, compensadores y transformadores de potencia, entre otros. Figura 3: Diagrama unifilar simulado para los estudios. Este modelo, desde el punto de vista del análisis del impacto del parque sobre el sistema es suficientemente detallado y preciso. Para determinar el impacto de la generación eólica sobre el sistema eléctrico de la isla se realizó un análisis de las limitaciones y posibilidades del sistema eléctrico [2]. El análisis se inicia con los estudios de Régimen Permanente (RP). Una vez detectados y resueltos los problemas en la operación en RP se realizan los estudios dinámicos (Estabilidad Transitoria). Los análisis y simulaciones consideran las situaciones de demanda máxima con las adecuaciones respectivas en el sistema eléctrico de acuerdo al análisis de RP. Los resultados así determinados, constituyen una referencia significativa para un dimensionamiento de la misma. Teniendo como base los resultados de estabilidad transitoria, se realiza el análisis de evaluación del comportamiento del sistema ante cambios en el viento simulado con rampas de 60 s para un PE de 20 MW conectado a barra de 34.5 kv. 5. ANALISIS Y RESULTADOS Los resultados gráficos para rampas de viento de Vmáx a Vmín, son mostrados en las gráficas presentes en las figuras 4 y 5 donde se aprecia que las tensiones en las barras 115 y 34,5 kv, flujos de potencia y la velocidad de los AG son las variables afectadas por el cambio de velocidad 4

5 de viento planteado para este caso. Figura 4: Comportamiento tensiones 115 y 34,5 kv Vmáx a Vmín De acuerdo a lo mostrado en la figura 4 se observa que las tensiones de 115 kv mantienen la tensión inicialmente en un tiempo de 14s, después experimentan un aumento, se mantienen constante, para luego disminuir. La desviación mayor de la tensión es 2,50 %, presentada en 115 kv, en la barra Juan Bautista (BJB). En el caso de las tensiones de 34,5 kv estas se ven más afectadas que las de 115 kv. Esto es de suponer ya que el PE se encuentra conectado al anillo de 34,5 Kv. Estas tensiones experimentan cambios una vez que inicia la rampa y antes de los 14s inicia el incremento de estas, siendo la barra Boca de Río donde está conectado el PE, la más afectada, con una desviación de tensión de 3,31%. Antes de los 60s las tensiones de las restantes barras comienzan a estabilizarse a una tensión mayor a la inicial. Figura 5: Comportamiento aerogeneradores rampa de viento Vmáx a Vmín Por otro parte, según se muestra en las gráficas de la figura 5, se tiene que cada aerogenerador entrega potencia activa de acuerdo a las velocidades de viento establecida para la rampa en el tiempo de 60 s, desde la potencia mayor de 5,32 MW hasta la mínima de 0,08 MW, establecida para este caso. No así la potencia reactiva, la cual presenta un incremento a medida que transcurre el tiempo de duración de la rampa hasta los 56s, manteniéndose en este valor, una vez transcurrido los 60 s. Por último, la velocidad de los AG al inicio de la rampa aumentan a un valor que está por debajo de 1,0628 p.u, lo que implica que el PE no se desconecta [1]. Una vez que transcurre el tiempo, esta comienza a disminuir con tendencia a estabilizarse en 1,0 p.u pasados los 60s. Los resultados gráficos para rampas de viento de Vmín a Vmáx son mostrados en las figuras 6 y 7, en estas se tiene que las tensiones en las barras 115 y 34,5 kv, flujos de potencia y la velocidad de los AG son las variables afectadas por el cambio de velocidad de viento planteado para este caso. Figura 6: Comportamiento tensiones 115 y 34,5 kv Vmín a Vmáx De acuerdo a lo mostrado en la figura 6, las tensiones 115 kv mantienen su valor inicial en un tiempo de 18 s. Después de este, disminuyen hasta los 50 s y se estabilizan a aun valor menor al inicial antes de los 60 s. Las desviaciones de las tensiones están en el rango de -0,61 y 2,52 %. En el caso de las tensiones 34,5 kv son más afectadas que las de 115 kv. Esto es de suponer ya que el PE se encuentra conectado al anillo de 34,5 Kv. Estas tensiones experimentan cambios una vez que se inicia la rampa, en especial la barra Boca de Río, donde está conectado el PE. Esta barra incrementa su tensión (2,03 p.u) y disminuye a los 60 s. Después de este tiempo no logra estabilizarse, continúa fluctuando. No así para el caso de las demás barras, inicialmente su comportamiento 5

6 fluctúa unas aumentan y otras disminuyen la tensión y a los 60 s se estabilizan aun valor menor al que tenían al inicio de la rampa, presentando desviaciones en el rango de -4,43 y 3,98 %. Por otro parte, según se muestra en las gráficas de la figura 7, se tiene que cada AG entrega potencia activa de acuerdo a las velocidades de viento establecida para la rampa en el tiempo de 60 s, desde la potencia mínima 0,08 MW hasta la máxima 5,32 MW establecida para este caso. La potencia reactiva disminuye a medida que transcurre el tiempo de duración de la rampa hasta los 60 s. A partir de este tiempo, los reactivos se mantienen. Por último, la velocidad de los AG al inicio de la rampa se incrementa y después de 60s continua aumentando con una tendencia a superar el límite de 1,0628 p.u, lo que implica que el PE deberá desconectarse de la red. Figura 7: Comportamiento aerogeneradores rampa de viento Vmín a Vmáx De acuerdo al análisis planteado, de los resultados obtenidos, al analizar el efecto de las rampas de viento, Vmáx a Vmín y Vmín a Vmáx en el sistema eléctrico, cuando se tiene un PE de 20 MW, se observa que ante la variabilidad del viento los AG presentan variaciones del par, potencia activa y reactiva. Estas variaciones introducen perturbaciones a la red que se transmiten al sistema eléctrico, lo cual se aprecia en los cambios de velocidad de la turbina y la tensión. En especial, este fenómeno es más notable en la tensión de las barras donde está conectado el PE, lo que afecta la calidad de energía. Este comportamiento es típico de la tecnología de AG de velocidad fija, utilizada para este trabajo. Las fluctuaciones de par y potencia son ocasionadas fundamentalmente por el comportamiento aerodinámico de la turbina utilizada. Estas fluctuaciones no son reducidas por cambios en la velocidad de giro de la turbina y por esto es que son tan significativas. Por otro lado, es de señalar, que las perturbaciones estudiadas no afectan a las plantas de generación presentes en el sistema y al PE, por lo que no causan un severo impacto sobre éste, resultando que el sistema mantiene la estabilidad de las plantas térmicas y del PE. 6. RECOMENDACIONES Culminada la evaluación del sistema eléctrico, se lograron identificar aspectos que permiten plantear recomendaciones para mejorar los estudios necesarios para implantar PE en Venezuela y algunos aspectos que se pueden considerar para la evaluación y simulación de los AE en diferentes regiones y tomarlos como referencia en la planificación de los PE en Ecuador, situaciones que será ajustadas a los datos que se tengan de los potenciales eólicos de las diferentes regiones del Ecuador. Entre estos planteamientos se pueden destacar: Para llevar a cabo la incorporación de PE en Venezuela se deben establecer lineamientos respectivos para su incorporación a la red. Para ello se deben plantear los requisitos de operación del sistema eléctrico, ante la instalación de energías no convencionales. Tomando como referencia las normas internacionales así como lo establecido en el Reglamento de Servicio Eléctrico, Normas de Calidad del Servicio Eléctrico de Distribución, Normas de Calidad de Servicio Eléctrico de Transmisión de Electricidad, Norma 159:2005 FONDONORMA y Norma Venezolana COVENIN Los criterios técnicos de régimen permanente y transitorio establecidos y usados en este trabajo parecen ser adecuados, sin embargo, se debe profundizar en este análisis. En el caso particular del Ecuador se deberá de regir a la normativa establecida por el CONELEC para considera los aspectos de Calidad de energía. No existe una normativa expresa para la ubicación de PE en el país, pero si se tiene una política de estado orientada a cambiar la matriz energética del país. Es posible evaluar diferentes comportamientos de los AG en diferentes 6

7 regiones. Por lo tanto, con datos certeros de los potenciales de aerogeneración, podremos determinar respuestas de los Sistemas Eólicos que se consideren implementar en el Ecuador. Los resultados y análisis expuestos indican que debería realizarse el estudio del impacto de las variaciones del viento en la calidad del servicio de la red con otras tecnologías de AG. Se debería estudiar el efecto de las rampas de viento para parques eólicos mayores a 20 MW con conexión al anillo de 115 kv, caso de Margarita- Venezuela o 69, 138 o 230 KV en Ecuador. 7. CONCLUSIONES Después del análisis se concluye que: La implantación de un PE de 20 MW, sin la conexión al anillo de 115 kv no perturba significativamente al sistema. Los AG del PE permanecen conectado al sistema ante las perturbaciones simuladas. El efecto de las rampas de viento analizadas, produce variaciones de par, potencia activa y reactiva que introducen perturbaciones a la red. El efecto más notable ocurre en la tensión de las barras donde está conectado el PE, afectando la calidad de energía. Las fluctuaciones de par, potencia activa y reactiva ante variaciones del viento son ocasionadas fundamentalmente por el comportamiento aerodinámico de la turbina (debido a la tecnología de AG de velocidad fija). Las fluctuaciones de viento se reflejan de forma casi instantánea en fluctuaciones de la potencia inyectada a la red. Este estudio sirve de base para la implementación de PE por lo tanto las referencias bibliográficas presentadas son innovadoras porque en Venezuela se tiene poca experiencia en el tema 8. REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS [1] Salazar L. (2011). Estudios de Red para la Integración de Generación Eólica en la Isla de Margarita. Tesis de Maestría. Universidad Simón Bolívar, Caracas, Venezuela. [2] Kundur P. (1994). Power and System Stability and Control. Mc-Graw Hill Inc., [3] Gonzalez-Longatt F, Mendez J, Villasana R, Pera C. (2006). Evaluación del recurso eólico en Venezuela: Parte I. I Congreso Petrolero Energético ASME UNEFA, pp. 5, Puerto Cabello, Venezuela. 9. AUTORES Luisa Julia Salazar Gil.- Nació en la Isla Margarita, Venezuela en Recibió su título de Ingeniero Electricista de la Universidad de Oriente en 1992; de Master en Ingeniería Eléctrica de la Universidad de Simón Bolívar, Venezuela en Actualmente cursando el programa Doctoral en Ingeniería Eléctrica en la Universidad Simón Bolívar de Venezuela. Sus campos de investigación están en constante relación con Energías Alternativas, Ahorro y Eficiencia Energética. Flavio Alfredo Quizhpi Palomeque, Nació en Cuenca- Ecuador, en Recibió el Título de Ingeniero Electrónico en la Universidad Politécnica Salesiana en el 2003, Licenciado en Ciencias de la Educación en la Universidad Politécnica Salesiana en el 1999, Especialista en Educación Superior en la Universidad del Azuay en el Actualmente cursando el programa Doctoral en Ingeniería Eléctrica en la Universidad Simón Bolívar de Venezuela. Dedicado al área de investigación de los Sistemas Eléctricos de Potencia, Confiabilidad, FACTs e Inversores Multinivel. 7

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