Wind Farms Integration in Power System and Frequency Regulation Effects

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1 Wind Farms Integration in Power System and Frequency Regulation Effects J. C. Gonzales, Student Member, IEEE, H. J. Florero Abstract This paper presents a method for Wind Farms future projects analysis and integration percentage deduction in Weak Power Systems. In weak power systems, Wind Farms produces two effects: a decreasing primary frequency regulation and power system global inertia reduction. Wind Farms have no obligations in primary frequency regulation and new technologies applied in wind farms are Full Converter, which means without rotating masses. These two effects produce a power system reliability reduction. In this article, a method for weak power system stability analysis considering Wind Farms is proposed. Power flow tool is also applied according to verify transmission system capacity y sufficiency. The proposed method have been validated using a real power system of Bolivia; and, analysis of obtained results shows suitable agreement with other analysis performed in power systems of countries of Latino America (LA). Keywords Wind Farm, Power Systems, Frequency Regulation, System Inertia, Degree of Integration. E I. INTRODUCCIÓN N la actualidad, los sistemas de potencia de Latinoamérica son sistemas débiles y poco malladas. Estos sistemas traen consigo problemas de suficiencia en la capacidad de los elementos de transmisión y algunos problemas de estabilidad transitoria como efecto del reducido valor de la reserva rotante, además de la inadecuada compensación de potencia reactiva y redes radiales y muy extensas. Los sistemas de potencia débiles se caracterizan por ser radiales y poco redundantes, y lejanos los centros de generación de los centros de consumo. En este tipo de sistemas, la desconexión de un porcentaje de generación o la desconexión de una línea de transmisión puede llegar a producir falta de suministro de energía en algunos centros de demanda, así como la perdida de estabilidad angular de algunas unidades generadoras, cuya característica de conexión es de tipo radial y de alta impedancia. En los últimos años, en países de Latinoamérica se ha suscitado un importante desarrollo de nuevos proyectos con energías alternativas o renovables no convencionales (ERNC), principalmente Eólico y Solar. Este tipo de energías, de características intermitentes, tienen algunos efectos cuando se incorporan sobre los sistemas de potencia, según se cita a continuación: a) Reducción de Reserva Rotante del Sistema; debido a que las energías renovables intermitentes no tienen obligaciones en la regulación primaria de frecuencia. J. C. Gonzales, Universidad Nacional de San Juan, San Juan, Bolivia, jgonzales@iee.unsj.edu.ar H. J. Florero, Universidad Mayor de San Simon, Bolivia, hjaldinf@gmail.com b) Reducción de Inercia Global del Sistema; puesto que las energías intermitentes tiene inercia nula, principalmente en sistemas de potencia donde se emplean tecnología Full Converter. Es importante mencionar que la energía intermitente reemplaza unidades térmicas poco eficientes constituidas por masas rotantes (con un valor importante de inercia). Este efecto es mayor en la medida que sea mayor la potencia instalada de energías alternativas intermitentes. Se han publicado algunos estudios y trabajos de investigación para analizar los problemas que producen las energías alternativas intermitentes en los sistemas de potencia eléctrica [1-4]. En estos trabajos se analiza si la capacidad de un sistema de potencia es suficiente al integrar estas energías alternativas, principalmente en términos de sobrecargas de elementos de transmisión. Asimismo, se ha realizado otros estudios de estabilidad transitoria [4] y [5], donde se verifica la influencia en la reserva rotante y la operación del sistema. Otros trabajos [6] y [7], han focalizado sus estudios en la forma de operación de este tipo de generación, considerando sus aportes durante huecos de tensión, emulación de energía, regulación secundaria de frecuencia, etc. Sin embargo, un análisis detallado en sistemas de potencia débiles, considerando su influencia en la regulación primaria de frecuencia y en la inercia global, no ha sido abordado con total plenitud, puesto que los resultados obtenidos dependen del tipo de sistema de potencia a analizar. Incorporar energías alternativas intermitentes afecta significativamente a la confiabilidad y el comportamiento dinámico del sistema, para lo cual se debe limitar el porcentaje de incorporación del mismo, siendo esta limitación una medida para preservar un adecuado nivel de confiabilidad; con suficiente capacidad de respuesta inercial y regulación primaria de frecuencia. En el presente artículo se muestra una metodología de análisis para identificar el porcentaje de integración de energías alternativas intermitentes, específicamente energía eólica; para ello se emplea como indicador lo siguiente; el grado de regulación primaria de frecuencia del sistema, la cual está asociado a la reserva rotante de la misma; así mismo se considera un nivel mínimo suficiente de inercia global del sistema para soportar la excursión de la frecuencia en los primeros segundos posterior a un evento de desconexión de generación (mínimo alcanzado por la frecuencia). El artículo está estructurado como sigue: En la sección II, se establece el esquema general de la metodología. En la sección III se presenta la tecnología actual para proyectos eólicos. En la sección IV se analiza los efectos que produce la energía eólica en la regulación primaria de frecuencia y la inercia global del sistema. En la sección V se analiza la

2 respuesta dinámica de la frecuencia de un sistema de potencia con un alto porcentaje de integración de energía eólica. En la sección VI se realiza la Validación donde se determina el máximo porcentaje de integración de generación eólica para el caso del sistema eléctrico boliviano. Finalmente en la sección VII se presentan las conclusiones y aportes del trabajo. II. ESQUEMA GENERAL DE LA METODOLOGÍA PROPUESTA La metodología consiste principalmente en desarrollar dos etapas de estudio: A. Análisis Estático, mediante flujos de potencia. B. Análisis de Estabilidad, mediante simulaciones RMS con eventos de desconexión de generación. A. Análisis de Flujos de Potencia. En esta etapa se verifica los niveles de carga de los componentes de transmisión en los diferentes escenarios de variación de la generación intermitente. Se debe considerar los escenarios más críticos para el estudio, es decir, en máxima y mínima generación eólica; asimismo se debe considera la correlación de la generación renovable intermitente en diferentes zonas del sistema eléctrico interconectado. B. Análisis de estabilidad de frecuencia. Se analizará la respuesta dinámica de la frecuencia con el objetivo de verificar la influencia que tiene la generación alternativa intermitente (eólico y solar) en la inercia global del sistema y la regulación primaria de frecuencia. Para este fin, se desarrollará eventos de desconexión de unidades de generación de gran magnitud del sistema, que puede ser parte de la generación alternativa intermitente o alguna unidad de generación convencional. Para identificar el máximo porcentaje de integración de las energías alternativas, mediante el análisis del comportamiento de la frecuencia, se considerarán dos criterios: Criterio 1. Se define el límite máximo de integración de energías alternativas intermitentes como la máxima generación variable que puede soportar el Sistema Eléctrico en condiciones normales de operación. Criterio 2. Se define el límite máximo de integración de energías alternativas intermitentes, cuando la perdida de generación convencional ocasiona el descenso de la frecuencia hasta un mínimo de 49.1 Hz, frecuencia de activación de la primera etapa de desconexión de carga por subfrecuencia, y 49.5 Hz de estabilización de la frecuencia para condiciones de emergencia. Para demostrar la validez de los criterios 1 y 2, se emplea el siguiente procedimiento: Secuencia Paso 1 Paso 2 Paso 3 Análisis Evento de desconexión de generación sin considerar la incorporación de ERNC; con el propósito de que sirva como referencia del comportamiento dinámico del sistema. Evento de desconexión de generación con incorporación de ERNC y considerando un porcentaje mínimo de estas energías. Se debe comparar con los resultados del paso 1. Si los resultados están dentro de lo permitido por los criterios 1 y 2, ir a paso 3. Evento de desconexión de generación incrementando el porcentaje de ERNC, hasta obtener los valores límites definidos en los criterios 1 y 2. El objeto de este procedimiento es el de verificar los cambios en la evolución de la frecuencia ante desconexión de generación del sistema. III. TECNOLOGÍA DE LOS AEROGENERADORES Y CARACTERÍSTICAS DE GENERACIÓN EÓLICA Existen tres tipos de tecnología de aerogeneradores, de mayor uso a nivel internacional. a) Generador eólico de inducción de velocidad fija; b) Generador eólico de inducción doblemente alimentado (DFIG); y, c) Generador eólico sincrónico de imán permanente y con excitación ( Full Converter ). La tecnología de aerogeneradores empleado en este trabajo es de tipo Full Converter con generador sincrónico de imán permanente y con excitación. En la Fig. 1 se indica la topología de esta tecnología y los elementos que la constituyen. Este sistema consta básicamente de un rectificador, un circuito intermedio de corriente continua, e inversores modulares [8] y [9]. El sistema de conexión a red, así como la excitación del generador y el control del ángulo de paso, son ajustados a través del sistema de control de manera que se obtenga el mayor rendimiento junto con una mayor compatibilidad de red [8], [9], [10] y [11]. Figura 1. Tecnología aerogenerador Full Converter. Fuente de información tecnológica ENERCON. Este tipo de tecnología se está empleando en los proyectos eólicos en Bolivia. Actualmente ya están en operación 27 MW de generación eólica: 2x1.5 MW (2 unidades de 1.5 MW)+8x3MW (8 unidades de 3 MW). Se estima que esta tecnología se seguirá empleando para los futuros proyectos del sistema boliviano. Con los proyectos de generación Eólica que se prevé para el sistema boliviano, se debe conocer cuál sería el máximo porcentaje de integración permitido de estas energías de forma que no se pierda capacidad de transmisión y no se deteriore la respuesta dinámica de la frecuencia del sistema eléctrico. El análisis se debe realizar para el año Para las simulaciones el año 2017, se emplea el modelo completo de sistema eléctrico boliviano, con sus respectivos sistemas de control asociados a cada unidad de generación convencional (hidroeléctrica y térmica). Para la tecnología de generación eólica no se considera modelos de control de voltaje y regulación de frecuencia, suponiendo como caso más crítico donde estas no regulan tensión y frecuencia. Por otra parte, se conoce las curvas de generación eólica

3 del proyecto piloto en la región central del país (27 MW), ubicado en el departamento de Cochabamba. Según los datos del proyecto piloto, se tiene las curvas de variaciones de generación eólica de la Fig. 2. MW % 26 % :00 04:48 09:36 14:24 19:12 00:00 04:48 Figura 2. Curvas de generación eólica a lo largo de un día. Datos históricos del parque eólico piloto de Bolivia. La máxima variación de la generación eólica, calculada a partir de las curvas de la Fig. 2, es en promedio un 30% de la generación eólica total. Adicionalmente, se asumirá un factor de seguridad de 1.56 para considerar una posible máxima variación de la generación eólica, 1.56x30%=47%, esto con el fin de ser conservadores en los resultados a obtener en este trabajo. Curvas características de generación similares se asumirán para los futuros proyectos previstos en Bolivia. IV. EFECTO EN LA RESPUESTA INERCIAL Y REGULACIÓN PRIMARIA DE FRECUENCIA DEL SISTEMA Para verificar el efecto que tienen las energías alternativas intermitentes sobre el sistema eléctrico, se consideran diferentes porcentajes de integración. El porcentaje se debe calcular como la potencia instalada en generación alternativa intermitente (ERNC) dividida a la demanda máxima en bornes de generación para el año de estudio. Se analiza principalmente dos aspectos: A. Cambio en la respuesta inercial del sistema y B. Cambio en la regulación primaria de frecuencia. A. Respuesta Inercial del Sistema de Potencia. Para analizar el efecto de la respuesta inercial del sistema eléctrico, es importante recordar cómo se caracteriza la inercia de un sistema de potencia [1] y [12]. La variación de frecuencia, debido a un desbalance de potencia en el sistema, está definida según la ecuación (1). = (1) Según la ecuación (1) la variación de la frecuencia depende directamente de la magnitud del desbalance de potencia, e inversamente a la inercia total del sistema. El cambio en la inercia del sistema, debido a la incorporación de energías intermitentes, es sencillo entender si se considera inicialmente un sistema puramente térmico. Sea el caso de un sistema de tres máquinas (G1, G2 y G3), donde la inercia total del sistema está definida según la ecuación (2). =.. (2) Por otro lado, se considera la incorporación de energías renovables intermitentes (GE), equivalente a la potencia del generador G3. Los resultados del cálculo se indican en la Tabla I y II, para el caso sin energías alternativas y con energías alternativas intermitentes, respectivamente. La potencia base del sistema es de 100 MVA. TABLA I CALCULO DE LA INERCIA DEL SISTEMA (SIN ERNC) GENERADOR POTENCIA C. Inercia H (segundos) G G G Total Sistema TABLA II CALCULO DE LA INERCIA DEL SISTEMA (CON ERNC) GENERADOR POTENCIA C. Inercia H (segundos) G G GE 20 0 Total Sistema De los resultados anteriores, se puede observar que la inercia total del sistema se reduce para el caso con incorporación de energías alternativas intermitentes (Tabla II). B. Regulación de Frecuencia del Sistema de Potencia. Tal como se explicó en el punto A de esta sección, la generación renovable intermitente desplaza a generación convencional, con lo que se pierde inercia en el sistema de potencia. Asimismo, el segundo efecto es la reducción del porcentaje de reserva rotante del sistema, puesto que en la mayoría de los casos, estas tecnologías de generación intermitente no tienen la obligación de llevar reserva rotante para regulación primaria de frecuencia. Para el caso del ejemplo de tres máquinas de la sección anterior, se tiene los valores de reserva indicados en la Tabla III. TABLA III RESERVA ROTANTE DEL SISTEMA (SIN ERNC) GENERADOR POTENCIA Reserva Rotante (%) G G G Total Sistema En la tabla III, la reserva del sistema de 10 % fue calculada como (50*0.1+30*0.1+20*0.1)/100. En la tabla IV se sustituye el generador G3 por generación renovable intermitente GE (sin reserva), donde se observa una reducción de la reserva rotante efectiva del sistema.

4 TABLA IV RESERVA ROTANTE DEL SISTEMA (CON ERNC) GENERADOR POTENCIA Reserva Rotante (%) G G GE 20 0 Total Sistema En la tabla IV, la reserva del sistema de 8 % fue calculada como (50*0.1+30*0.1+20*0)/100. Para recuperar el mismo nivel de desempeño de la regulación de frecuencia del sistema, se debería incrementar la reserva rotante en las unidades generadoras que lo permiten (térmicas), sin embargo esto trae un incremento en los costos de operación del sistema. Por las razones anteriores (análisis de los puntos A y B), se debe determinar un límite máximo de porcentaje de integración de energías renovables intermitentes en el sistema de potencia, de forma que se mantenga un adecuado nivel de desempeño dinámico de la frecuencia. V. RESPUESTA DINÁMICA DE UN SISTEMA DE POTENCIA CON GENERACIÓN EÓLICA. Para implementar los conceptos descritos en la sección anterior IV, se emplea el sistema eléctrico boliviano que actualmente no se encuentra interconectado con otros países de Latinoamérica, y cuyas características están descritas a continuación. La demanda eléctrica máxima estimada en bornes de generación para el año 2017 es de MW. Se tiene una red de transmisión principal, compuesta por líneas en 230 kv que conecta sus cuatro principales centros de demanda; Oriental, Central, Norte y Sur. Los potenciales proyectos de generación Eólica se encuentran en las regiones Central y Oriental. La red de transmisión es suficiente la soportar las variaciones de potencia de la generación renovables intermitente. Inicialmente se analizará la influencia en la respuesta dinámica de la frecuencia de incorporar proyectos de generación eólica en diferentes regiones del país, para ello se analizan dos casos de estudio: a) Caso 1: Generación eólica distribuida en el sistema eléctrico. b) Caso 2: Generación eólica localizada en una sola región del país o subestación con alta potencia de corto circuito. Estos casos de estudio permitirán verificar la influencia en la regulación de frecuencia debido a la localización de los proyectos de generación eólica, de manera distribuida a lo largo del sistema, o solamente en un punto del sistema (o una única región del país). En ambos casos se simula la desconexión de generación convencional del sistema eléctrico (generador térmico) y la variable a monitorear es la frecuencia. La respuesta dinámica referencial del sistema, sin considerar la incorporación de generación eólica, es la indicada en la Fig. 3. El evento en el sistema fue la desconexión de una unidad térmica generando MW, aproximadamente 5% de la generación para el 2017, que significa una de las unidades más grande del sistema boliviano y es una unidad a vapor. Esta desconexión será el evento referencial para desarrollar todos los análisis que siguen. La respuesta de frecuencia en la Fig. 3 es estable, con un mínimo de frecuencia alcanzada de Hz, y se estabiliza en Hz s 0 Hz Respuesta Inercial Actuación de Reguladores de Velocidad s Hz [s] Figura 3. Evolución de la frecuencia ante la desconexión de generación con MW. Para el análisis de los casos 1 y 2, se considerará los porcentajes de integración de generación eólica de la tabla V, calculado en base a la demanda máxima del sistema en bornes de generación para el año 2017 que es de MW, ya mencionado anteriormente. TABLA V PORCENTAJE DE INTEGRACIÓN [%] POTENCIA (MW) s Hz A. Análisis Caso 1. Para este primer caso de análisis, con generación eólica distribuida en el sistema eléctrico, y aplicando los porcentajes de la tabla V, se puede verificar que la incorporación de generación eólica al sistema de potencia produce dos efectos negativos en la respuesta dinámica de la frecuencia: 1. Reducción de la inercia del sistema, y como consecuencia la frecuencia mínima alcanzada es menor en el periodo transitorio. 2. Reducción en la regulación primaria de frecuencia del sistema, y como consecuencia la frecuencia de establecimiento, post contingencia, es menor. En la tabla VI se observa que, en la medida que se incrementa el porcentaje de integración de generación eólica, la respuesta inercial y la regulación primaria de frecuencia del sistema se deteriora, siendo el mínimo de frecuencia alcanzada, y el mínimo de frecuencia de estabilización, a los 30 segundos para el caso de 13% de integración.

5 TABLA VI VALORES DE FRECUENCIA ALCANZADAS PARA DIFERENTES % DE GENERACIÓN EÓLICA [%] POTENCIA (MW) Frec. Mínima [HZ] Frec. Establecido [HZ] Estos efectos en la regulación de frecuencia también se puede aprecia en la Fig Sin ERNC s Hz s Hz 7% de ERNC s Hz s Hz s Hz s Hz 13% de ERNC [s] Figura 4. Efecto del porcentaje de integración de Generación Eólica al sistema de potencia boliviano. B. Análisis Caso 2. Para este segundo caso de análisis, con generación eólica localizada en una sola región del país, los porcentajes considerados son similares a los del Caso 1 (Tabla V). Los resultados obtenidos son similares al Caso 1 (punto A) anteriormente analizado, y las conclusiones son totalmente válidas para el presente caso. Se concluye que, en términos de la evolución de la frecuencia, distribuir o localizar en un área específica los proyectos de generación eólica solo modifica ligeramente la respuesta dinámica de la frecuencia, dada la topología de la red de Bolivia para el año Este resultado era de esperarse debido a que el comportamiento dinámico de la frecuencia solo depende de la inercia global y reserva primaria del sistema. Por los resultados anteriores, es recomendable que los proyectos de generación eólicos sean distribuidos en diferentes puntos del sistema eléctrico, o diferentes regiones de Bolivia. Los beneficios que se obtienen con esta recomendación es que las variaciones de la generación eólica, instalados en diferentes puntos del sistema eléctrico, se compensarían debido principalmente a los diferentes comportamientos de los vientos en las distintas regiones del territorio boliviano. VI. VALIDACIÓN-LÍMITE MÁXIMO DE INTEGRACIÓN DE ENERGÍAS INTERMITENTES. Según los resultados del estudio de la sección V, se verifica que incorporar una gran cantidad de generación eólica al sistema de potencia degrada la inercia global y la regulación primaria de frecuencia. Un sistema de potencia debe satisfacer ciertos niveles de calidad de energía y confiabilidad de suministro. A fin de preservar los criterios operativos mencionados, se debe limitar el porcentaje la integración de estas energías intermitentes. Existen diferentes formas de determinar un límite de porcentaje de integración de generación intermitente. En este trabajo se considera los siguientes: Recordando los dos criterios descritos en la sección II. Criterio 1 de la Sección II. Máxima variación de potencia permitida en el sistema eléctrico para operación normal, debido a la generación aleatoria de los recursos eólicos. Criterio 2 de la Sección II. Que ante desconexión de la unidad más grande del sistema de generación no se produce la desconexión automática de carga por sub-frecuencia, además la respuesta dinámica de la frecuencia cumple lo requerido por las Condiciones de Desempeño Mínimo del sistema eléctrico boliviano. El estudio se realiza para el bloque medio de demanda del periodo hidrológico seco. La reserva rotante aplicada para el bloque medio es de 7%. Este porcentaje corresponde a 0.07*1630 MW=114 MW. A. Análisis Criterio 1. Para el año de estudio 2017 se tiene previsto 263 MW de potencia instalada en eólico, que corresponde a un 17% de integración de generación intermitente, para una demanda en bornes de generación de 1630 MW. La capacidad de regulación de frecuencia del sistema dependerá de la reserva rotante disponible. Este caso de estudio implica considerar una alta variabilidad de la generación eólica, 47 % según lo obtenido en la sección II de este artículo. Se considera la pérdida de una gran parte de la generación eólica, un 47% (123 MW) de la potencia instalada. En la Fig. 5 se muestra la respuesta en frecuencia del sistema eléctrico ante la pérdida de la generación eólica, generando efectivamente 74 MW (0.6x123 MW) y considerando un factor de productividad de 60 % para el bloque medio de demanda. Para el estudio no se modifica la reserva rotante del sistema s 0 Hz s Hz s Hz [s] Figura 5. Efecto de la variación de la generación eólica en la regulación de frecuencia. Perdida de 74 MW (47%). En la Fig. 5, la frecuencia se reduce hasta los Hz,

6 valor mucho menor al límite inferior permitido por las Condiciones Mínimas de Desempeño de Bolivia en condiciones normales de operación (49.75 Hz). Según el criterio 1 adoptado de máxima variación de la generación eólica permitida en condiciones normales de operación, simulado como una pérdida del 47% de generación eólica (123 MW instalado y 74 MW efectivamente generados), no es posible integrar 17% (263 MW) de generación eólica al sistema eléctrico de Bolivia. En este sentido, se debe reducir el porcentaje de integración a un 15% (233 MW). Para el mismo evento simulado, los resultados se indican en la Fig s 0 Hz s Hz s Hz [s] Figura 6. Efecto de la variación de la generación eólica en la regulación de frecuencia. Límite de integración de generación eólica 15%. Para este porcentaje de integración de proyectos eólicos (15%), la variación de potencia debido a la pérdida de 56 MW de generación eólica efectivamente generados produce una variación de la frecuencia hasta el límite de operación normal de Hz. La frecuencia se estabiliza en Hz. Estos resultados obtenidos cumplen las Condiciones de Desempeño Mínimo para régimen normal de operación. Asimismo, muestran que el límite máximo de integración de generación eólica es de un 15%. B. Análisis Criterio 2. En este caso de estudio se simulará dos eventos de desconexión de generación convencional; una unidad de vapor operando con 73 MW y un medio ciclo combinado operando con 96 MW. En la Fig. 7 se muestra los resultados s Hz s Hz [s] Figura 7. Efecto de la pérdida de la generación (73 MW) en la regulación de frecuencia. La pérdida de generación convencional de 73 MW ocasiona el descenso de la frecuencia hasta un mínimo de 49.5 Hz (se establece en Hz). Este caso analizado es más crítico comparado al caso equivalente simulado de perdida de generación eólica de igual potencia generada, donde la frecuencia mínima fue de Hz (se establece en Hz). Estos resultados muestran que el sistema eléctrico de potencia se ha deteriorado en cuanto a su respuesta inercial y regulación primaria de frecuencia, debido al ingreso de generación eólica que sustituye generación convencional. Las principales razones son: La generación eólica no tiene masa inercial, debida a que se consideran de tecnología Full Converter. Y se considera que estas tecnologías no tienen la obligación de llevar reserva rotante. Límite de integración de generación eólica: Para determinar el límite de integración de generación eólica se analizará la evolución dinámica de la frecuencia ante la desconexión de una unidad generadora de mayor magnitud, medio ciclo combinado, con 96 MW de generación. El porcentaje de integración eólica considerado es de 17%. En la Fig. 8 se muestra el resultado de la simulación s Hz s Hz [s] Figura 8. Pérdida de generación de 96 MW en la regulación de frecuencia. 17% de integración de Energías Alternativas Intermitentes. Los resultados indican que no se tiene la suficiente reserva rotante para recuperar la frecuencia del sistema por encima de los permitido por las Condiciones de Desempeño Mínimo (de 49.5 Hz). La frecuencia se estabiliza en Hz, próximo al mínimo valor alcanzado. Como consecuencia del resultado anterior, se debe reducir el porcentaje de integración de energía eólica a un 15%. En la Fig. 9, se muestra los resultados. Se muestra una recuperación de la frecuencia del sistema por encima de lo requerido por las Condiciones de Desempeño Mínimo de 49.5 Hz. Por lo anterior se puede concluir que el máximo porcentaje de integración de generación eólica, considerando la alta variabilidad y suficiencia de regulación primaria de frecuencia e inercia del sistema, es de 15%. Este resultado obtenido deberá ser precisado en función de

7 la mejor información de la tecnología de generación eólica e información de las curvas de viento en las diferentes regiones del territorio boliviano s Hz [s] Figura 9. Pérdida de generación de 94 MW en la regulación de frecuencia. 15% de integración de generación eólica. VII. CONCLUSIONES s Hz En este trabajo se ha propuesto un método de análisis para determinar el máximo grado de integración de energías alternativas intermitentes en sistemas eléctricos de potencia. Con el ingreso de estas energías alternativas al sistema eléctrico se deteriora la calidad de suministro de energía tanto en régimen normal de operación como ante contingencias. Para el caso de régimen normal de operación las energías alternativas producen mayores variaciones en la potencia generada, y como consecuencia, incrementos en las variaciones de la frecuencia del sistema. Para la condición de contingencia, de alguna unidad generadora convencional, el ingreso de las energías alternativas reduce la capacidad de regulación primaria de frecuencia y la inercia global del sistema eléctrico. En este artículo se ha obtenido que el máximo nivel de integración de Generación Eólica, al sistema eléctrico boliviano es de 15%. Los resultados del estudio obtenidos en este artículo deberán ser precisados en función de la mejor información de la tecnología de generación eólica e información de las curvas de viento en las diferentes regiones del territorio boliviano. [6] Ignacio Alfonso, Michel Artenstein, Huecos de Tension en Redes Electricas de Transmision y su Impacto en la Generacion Eolica, Tesis Maestria, Universidad de la Republica, Montevideo, Uruguay. Junio [7] Surya Santoso, Mohit Singh, Dynamic Models for Wind Turbines Wind Power Plants, Department of Energy of the University of Texas, Texas. October [8] Mazair I., Alireza R., Majid G. and Sohrab M., Dynamic Analysis of PMSG Wind Turbine under Variable Wind Speed and Load Conditions in the Gris Connected Mode. Indian Journal Science and Technology, July [9] Monica C., Santiago A. and Juan C. B., Control of Permanent-Magnet Generators Applied to Variable-Speed Wind-Energy Systems Connected to the Grid. IEEE Transactions on Energy Conversion. March [10] Francisco M. and Gonzalez-Longatt, Dynamical Model of Variable Speed Wecs: Attend of Simplification [11] Z. Chen and E. Spooner, Grid power quality with variable-speed wind turbines, IEEE Transactions on Energy Conversion. June [12] P. Kundur, Power System Stability and Control. Palo Alto, California Jimmy Cesar Gonzales Arispe (S), nació en Cochabamba, Bolivia el 26 de Abril de Recibió el grado de Ingeniero Eléctrico de la Universidad Mayor de San Simón (UMSS), Bolivia, el Recibió el grado de Doctor en Ingeniería Eléctrica de la Universidad Nacional de San Juan, Argentina el Trabajo como investigador en la Universidad Nacional de San Juan (UNSJ), como parte del programa pos doctoral financiado por el Consejo Nacional de Investigaciones Científicas y Técnicas (CONICET). Actualmente trabaja en el Comité Nacional de Despacho de Carga (CNDC) de Bolivia como Ingeniero de Sistemas de Potencia. Hernan Jaldin Florero (S), nació en Cochabamba, Bolivia el 29 de Abril de Recibió el grado de Ingeniero Eléctrico de la Universidad Mayor de San Simón (UMSS), Bolivia, en Recibió el grado de Magister en Ingeniería Eléctrica de la Universidades Federal de Santa Catarina, Brasil en Trabajo en el Comité Nacional de Despacho de Carga (CNDC) de Bolivia hasta el 2016 como Presidente del Comité. Actualmente trabaja como catedrático en la Universidad Mayor de San Simon (UMSS). REFERENCIAS [1] Pieter Tielens, Dirk Van Hertem, Grid Inertia and Frequency Control in Power Systems with High Penetration of Renewables, Young Researchers Symposium in Electrical Power Engineering, Delft, [2] GTD Ingenieros Consultores LTDA., Análisis de Impacto Centrales Eólicas en el SING, Proyecto Energías Renovables No Convencionales, Santiago, Chile, febrero [3] OLADE, Estabilidad en los Sistemas Eléctricos de Potencia con Generación Renovable, [4] Manual Gascó G., Salvador Ivorra C., Integracion de Energias Renovables en Redes Eléctricas Inteligentes, Tesis Doctoral, Universidad de Alicante [5] Carlos F. Gallardo, Pablo L. Larrea, Estabilidad y Amortiguamiento de Oscilaciones en Sistemas Eléctricos con Alta Penetración Eólica, Tesis Doctoral, Universidad Carlos III