Esquemas de control y protección para parques de generación eólicos con DFIG

ESQUEMAS DE CONTROL Y PROTECCIÓN PARA PARQUES DE GENERACIÓN EÓLICA

ENRIQUE JOURDAN JOSÉ CÁDIZ MARTÍNEZ

Profesor Guía Sr. Patricio Robles Calderón

RESUMEN Debido a la gran penetración de la energía eólica en los sistemas eléctricos de  potencia y a las nuevas tecnologías utilizadas en este tipo de generación, se deben realizar estudios sobre los efectos que genera en el sistema y su estabilidad. En este informe se investiga sobre los distintos tipos de almacenamiento de energía eléctrica y estabilidad de tensión. Luego la investigación se centra en parques eólicos de generadores de inducción doblemente alimentados (DFIG). Se muestran los distintos tipos de control para estos generadores y se plantea el mejor esquema de protecciones para los  parques eólicos. Para respaldar los resultados se realizaron simulaciones mediante el software DigSilent PowerFactory donde se tomó a modo de ejemplo un parque eólico existente en el sistema interconectado central (SIC) que utiliza la tecnología DFIG. Los parámetros que rigen los resultados son obtenidos de la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio (NTSyCS) de Chile para que todo el estudio sea válido y aplicable a la realidad del país.

ÍNDICE INTRODUCCIÓN

OBJETIVOS Y CONCEPTOS BÁSICOS DEL PROYECTO 1.1 Objetivos. 1.1.1 Objetivo general. 1.1.2 Objetivos específicos. 1.2 Reseña del tema. 1.3 Estabilidad de un SEP. 1.3.1 Estabilidad angular. 1.3.2 Estabilidad de frecuencia. 1.3.3 Estabilidad de tensión. 1.4 Estabilidad con generación eólica. 1.4.1 Estabilidad de pequeña señal. 1.4.2 Estabilidad transitoria. 1.5 Vertimiento eólico. 1.6 Sistemas de almacenamiento de energía.

1 1 1 1 1 1 2 2 3 3 3 4 4 4 5 9

ESTABILIDAD EN PARQUES EÓLICOS SEGÚN NORMA TÉCNICA DE SEGURIDAD Y CALIDAD DE SERVICIO 2.1 Estándares de transmisión, generación y frecuencia. 2.2 Estándares de recuperación dinámica. 2.3 Rangos de frecuencia. 2.4 Control de potencia activa y respuesta de frecuencia. 2.5 Control de potencia reactiva y de tensión.

9 9 10 10 11 12 13

ESTUDIO DE FALLAS EN GENERADOR DE INDUCCIÓN DOBLEMENTE ALIMENTADO 3.1 Modelo de un SEP. 3.2 Falla trifásica en circuitos R-L. 3.3 Corriente de cortocircuito desde un DFIG.

13 13 15 17 19

ARMÓNICOS EN LOS GENERADORES DE INDUCCIÓN DOBLEMENTE ALIMENTADOS 4.1 Análisis armónico de un DFIG. 4.2 Caso de estudio tomado como referencia.

19 19 19

ÍNDICE INTRODUCCIÓN

OBJETIVOS Y CONCEPTOS BÁSICOS DEL PROYECTO 1.1 Objetivos. 1.1.1 Objetivo general. 1.1.2 Objetivos específicos. 1.2 Reseña del tema. 1.3 Estabilidad de un SEP. 1.3.1 Estabilidad angular. 1.3.2 Estabilidad de frecuencia. 1.3.3 Estabilidad de tensión. 1.4 Estabilidad con generación eólica. 1.4.1 Estabilidad de pequeña señal. 1.4.2 Estabilidad transitoria. 1.5 Vertimiento eólico. 1.6 Sistemas de almacenamiento de energía.

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ESTABILIDAD EN PARQUES EÓLICOS SEGÚN NORMA TÉCNICA DE SEGURIDAD Y CALIDAD DE SERVICIO 2.1 Estándares de transmisión, generación y frecuencia. 2.2 Estándares de recuperación dinámica. 2.3 Rangos de frecuencia. 2.4 Control de potencia activa y respuesta de frecuencia. 2.5 Control de potencia reactiva y de tensión.

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ESTUDIO DE FALLAS EN GENERADOR DE INDUCCIÓN DOBLEMENTE ALIMENTADO 3.1 Modelo de un SEP. 3.2 Falla trifásica en circuitos R-L. 3.3 Corriente de cortocircuito desde un DFIG.

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ARMÓNICOS EN LOS GENERADORES DE INDUCCIÓN DOBLEMENTE ALIMENTADOS 4.1 Análisis armónico de un DFIG. 4.2 Caso de estudio tomado como referencia.

19 19 19

23 ESTABILIDAD TRANSITORIA CON GENERADORES DE INDUCCIÓN DOBLEMENTE ALIMENTADOS 5.1 Índices de estabilidad transitoria. 5.2 Caso de estudio tomado como ejemplo.

23 23 24

REQUERIMIENTOS DE PROTECCIÓN EN PARQUES EÓLICOS 6.1 Esquema de protección. 6.1.1 Lado A.T. del transformador. 6.1.2 Transformador. 6.1.3 Lado B.T. del transformador. 6.1.4 Alimentadores. 6.1.5 Aerogenerador. 6.1.6 Reactor de puesta a tierra. 6.2 Funciones de protección consideradas. 6.2.1 Lado A.T. del transformador. 6.2.2 Transformador. 6.2.3 Lado B.T. del transformador. 6.2.4 Alimentadores. 6.2.5 Reactor de puesta a tierra.

27 27 27 27 27 28 28 28 28 29 29 31 33 33 34 35

CONTROL DE POTENCIA ACTIVA Y REACTIVA EN GENERADORES DE INDUCCIÓN DOBLEMENTE ALIMENTADOS 7.1 Objetivos de los sistemas de control de potencia activa. 7.2 Objetivos del control de potencia reactiva. 7.3 Controlador del ángulo de paso. 7.4 Convertidores. 7.4.1 Dispositivo Kramer Estático. 7.4.2 Dispositivo Scherbius Estático. 7.4.3 Convertidor matricial. 7.4.4 Convertidor PWM conectado al rotor 7.4.5 Convertidor PWM conectado a la red. 7.5 Métodos de control. 7.6 Seguimiento del punto de extracción de máxima potencia (MPPT). 7.7 Sistemas de control. 7.7.1 Control RSC. 7.7.2 Control GSC

35 35 37 38 40 40 41 43 44 46 46 47 49 49 51

SIMULACIÓN DE FALLAS 8.1 Parque eólico Punta Palmeras. 8.1.1 Datos técnicos de los equipos.

53 53 53 55

8.2 8.3

Simulación de fallas. Simulación de coordinación.

ANÁLISIS DE COSTOS DE EQUIPOS DE PROTECCIÓN 9.1 Equipos de protección. 9.2 Costo de equipos. CONCLUSIONES REFERENCIAS

55 57 60 60 60 61 623 634

ÍNDICE DE FIGURAS Fig. 1-1 Porcentaje de generación eólica junto a flujo de potencia Los Vilos – Nogales. 5 Fig. 1-2 Vertimiento eólico. 5 Fig. 1-3 Esquema de funcionamiento de bombeo. 6 Fig. 1-4 Esquema de funcionamiento aire comprimido. 7 Fig. 1-5 Esquema de un Flywheel. 7 Fig. 1-6 Esquema de un SMES. 8 Fig. 2-1 Estándar de recuperación dinámica de tensión. 10 Fig. 2-2 Control de potencia reactiva. 12 Fig. 3-1 Representación de la máquina equivalente de WECC [11]. 13 Fig. 3-2 Ejemplos de diseños utilizados en un sistema colector [14]. 14 Fig. 3-3 Diagrama equivalente de un sistema eléctrico en condición de falla [11]. 16 Fig. 3-4 Diagrama equivalente de un DFIG [11]. 17 Fig. 4-1 Fuente de prueba para medir frecuencias armónicas en un DFIG. 20 Fig. 4-2 Corrientes en los puntos de medición A y B. 21 Fig. 5-1 Sistema de 10 generadores y 39 barras utilizado como ejemplo [16]. 24 Fig. 5-2 Comportamiento transitorio de un DFIG en remplazo de un gen. sincrónico. 26 Fig. 6-1 Esquema de división de los parques eólicos. 27 Fig. 6-2 Curva característica protección diferencial de transformador 32 Fig. 7-1 Curva de potencia ideal de una aerogenerador. 36 Fig. 7-2 a) Carac. torq. –  vel. de rotación. b) Carac. pot. – vel. de rotación. 38 Fig. 7-3 Control ang. de paso: a) Vel. de rot. de gen., b) Vel. de viento y, c) Pot. gen. 39 Fig. 7-4 Curva Coeficiente de potencia vs  parametrizada con distintos valores de . 40 Fig. 7-5 Configuración dispositivo Kramer Estático. 41 Fig. 7-6 Configuración Dispositivo Scherbius Estático. 42 Fig. 7-7 Configuración con convertidor matricial [29]. 44 Fig. 7-8 Bloques de control para obtención de corrientes de referencia del rotor. 45 Fig. 7-9 Bloque control de reactivos de R.S.C. 46 Fig. 7-10 Vectores V y Φ de est. en marcos de ref.: a) SFOF b) SVOF c) GFOF. 47 Fig. 7-11 Curva de potencia óptima 48 Fig. 7-12 Esquema de DFIG con limitación de pot. por control de áng. de paso. 49 Fig. 7-13 Esquema de DFIG con limitación de pot. por pérdida aerodinámica. 50 Fig. 7-14 Diagramas de control. a) Regulador de P. b) Regulador vel./pot. activa. 51 Fig. 8-1 Esquema unilineal del Parque Eólico Punta Palmeras. 53 Fig. 8-2 Diagrama unilineal DigSilent Subestación Punta Palmeras en el SIC. 54

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ÍNDICE DE TABLAS Tabla 2-1 Estándares de transmisión según NTSyCS. Tabla 2-2 Estándares de generación según NTSyCS. Tabla 2-3 Rangos de frecuencia para artículo 3.9 NTSyCS. Tabla 4-1 Armónicos de tensión y corriente en los puntos A y B. Tabla 5-1 Modelos de carga considerados. Tabla 5-2 Evaluación de la est. transitoria considerando diferentes modelos de carga. Tabla 8-1 Datos técnicos de aerogeneradores Parque Eólico Punta Palmeras. Tabla 8-2 Datos técnicos del transformador del Parque Eólico Punta Palmeras. Tabla 8-3 Corriente de cortocircuito simétrica inicial Ikss [kA]. Tabla 8-4 Corriente de cortocircuito máxima instantánea Ip [kA]. Tabla 8-5 Protecciones con falla en línea Las Palmas – Punta Palmeras. Tabla 9-1 Costos de equipos de protección.

9 10 11 21 25 25 55 56 57 58 58 61

GLOSARIO DE TÉRMINOS

SEP: NTSyCS: DFIG: SIC: SING: RSC: GSC: STATCOM: CDEC: ERNC: DC: AC:

Sistema eléctrico de potencia  Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio Doubly Fed Induction Generator Sistema Interconectado Central Sistema Interconectado Norte Grande RotorSide Converter GridSide Converter Static Synchronous Compensator Centro de Despacho Económico de Carga Energías Renovables No Convencionales Direct Current (Corriente Directa o Contínua) Altern Current (Corriente Alterna)

INTRODUCCIÓN En los últimos 20 años la demanda de energía eléctrica en Chile se ha visto incrementada a una tasa promedio anual del 7% y la oferta energética que se ha desarrollado en el país se ha basado principalmente en fuentes tradicionales (carbón, hidráulica, gas y  petróleo), las cuales se han visto comprometidas debido a la gran invasión y destrucción de los sectores en los que se construyen. Tomando en cuenta la problemática de las centrales convencionales se ha tomado como gran importancia el tema de las ERNC (Energías Renovables No Convencionales)  para diversificar la matriz energética en Chile y evitar la gran contaminación producida por las centrales convencionales. El primer parque eólico en Chile se instaló en Alto Baguales, en la región de Aisén, en noviembre de 2001. Genera 2 MW con tres rotores con capacidad nominal de 660 kW y abastece a casi 20.000 familias. Debido a las condiciones climáticas de la región, los equipos han generado electricidad a un promedio superior al 50% de su capacidad; incluso, algunas veces llega al 100% cuando el viento tiene la velocidad adecuada. En noviembre de 2007 entró en operación el primer parque eólico unido al Sistema Interconectado Central (SIC), ubicado en la región de Coquimbo. Este parque contó con once aerogeneradores de 1,65 MW cada uno, con una generación anual esperada de 46.000 MWh. Desde ese año en adelante surgió un boom de instalación de parques, principalmente en la costa del Norte Chico de Chile. La implementación de la energía eólica toma cada vez más protagonismo, por lo tanto, se debe estudiar el impacto de esta en los sistemas eléctricos a los que se conecten. El estudio realizado en este informe se basa en el control y la protección para parques de generación eólica. También se da una breve mirada a las definiciones importantes para entender el tema, tales como, estabilidad de tensión, vertimiento eólico, entre otros. Todo el análisis y estudio de este informe se basará en parques eólicos con generadores de inducción doblemente alimentados (DFIG), ya que siempre busca trabajar a su capacidad máxima y son los más utilizados en la industria actualmente. El funcionamiento de este tipo de generador eólico se explica brevemente y se compara en un ejemplo con generadores sincrónicos, esto es con el fin de demostrar su efectividad ante las  posibles fallas que puede experimentar en su vida útil conectado a un sistema eléctrico. Durante la investigación y adentramiento en el tema se tomarán como base explicativa algunos estudios válidos tomados como ejemplos para saber realizar e interpretar los resultados de las simulaciones próximas, las cuales se realizaron con el software DigSilent PowerFactory.

1

OBJETIVOS Y CONCEPTOS BÁSICOS DEL PROYECTO 1.1

Objetivos

1.1.1 Objetivo general Analizar la operación de parques eólicos ante distintas condiciones y determinar requerimientos de control y protección. 1.1.2 Objetivos específicos 

1.2

Identificar fallas y perturbaciones en la interacción entre parques eólicos y sistemas eléctricos interconectados.



Proponer esquemas de control y protección adecuados.



Analizar y verificar la eficacia de los esquemas propuestos.



Aplicar resultados a proyectos eólicos en desarrollo.

Reseña del tema

Sabiendo que es imposible prevenir totalmente cualquier tipo de falla o contingencia en un sistema eléctrico de potencia se deben establecer protocolos y esquemas de acción  para enfrentar estos problemas. En el presente proyecto se trabajará exclusivamente con  parques de generación eólica, investigando y estableciendo esquemas de control y  protección contra fallas y contingencias que se puedan producir en el sistema eléctrico de  potencia y/o cercanas al punto de conexión. Se establecerá que tipo de protecciones hay que implementar y como deben estar configuradas, si bien se investigará sobre las protecciones que se deben utilizar en los generadores eólicos, el trabajo se enfocará en las protecciones que se deben establecer en el punto de conexión al sistema eléctrico de potencia para así abarcar todo el parque generador. Para desarrollar esquemas de control y protección nos debemos regir por las normas vigentes de Chile establecidas por la NTSyCS para obtener un óptimo funcionamiento. Al momento de conectar una planta generadora a cualquier sistema eléctrico de  potencia es de gran importancia hacer un análisis de la estabilidad de éste, por lo tanto, se debe tener claro que componentes del sistema afectan a la estabilidad y como lo hacen.

2 1.3

Estabilidad de un SEP

La estabilidad de un Sistema Eléctrico de Potencia consiste en la capacidad de éste  para, dado un punto de operación inicial, seguir en operación luego de sufrir alguna  perturbación, manteniendo todas las variables del sistema dentro de un rango aceptable de operación. La estabilidad del sistema se clasifica según las tres variables de interés que la determinan, y a la vez están subdivididas en sub-categorías, según la magnitud de la  perturbación y sus constantes de tiempo. Un sistema de potencia se dice que está funcionando en un estado estable si: Permanece funcionando en un estado operativo de régimen aceptable, es decir, las variables eléctricas del sistema (tensión, corriente, etc.) se mantienen constantes al pasar el tiempo y dentro de un rango de valores aceptables. 



Cuando es perturbado desde un estado operativo de régimen aceptable y es capaz de retornar en un tiempo aceptable a un estado de operación aceptable.

Las tres variables de interés antes mencionadas son: las excursiones angulares de los rotores de los generadores sincrónicos conectados al sistema (Estabilidad angular), la tensión en las barras y la frecuencia. 1.3.1 Estabilidad angular La estabilidad angular es la capacidad de las máquinas sincrónicas que se encuentran interconectadas al sistema de mantener el sincronismo entre ellas luego de sufrir algún tipo de perturbación. Esto corresponde a mantener el balance entre el torque electromagnético y el torque mecánico de la máquina sincrónica. Este tipo de estabilidad se divide en las dos siguientes: Estabilidad de pequeña señal: Corresponde a la capacidad del sistema para mantener el sincronismo frente a pequeñas perturbaciones. Esta inestabilidad se puede deber a un incremento periódico del ángulo de rotor de la máquina, esto es causa de la ausencia de torques sincrónicos que desaceleren la máquina o de oscilaciones no amortiguadas de los rotores debido a la ausencia de amortiguaciones por parte del sistema. 

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Estabilidad transitoria: Es la capacidad del sistema de mantener el equilibrio luego de una gran perturbación, alguna falla en el sistema de transmisión o cortocircuitos. Esta estabilidad depende del punto de operación inicial y de la severidad de la falla.

3 1.3.2 Estabilidad de frecuencia Corresponde a la capacidad del sistema de mantener el balance entre la generación y la demanda, de esta manera manteniendo la frecuencia dentro de un rango cercano a la frecuencia nominal. La inestabilidad puede ser causa de oscilaciones no amortiguadas de la frecuencia y esto puede terminar en desconexiones de centrales o cargas del sistema. En sistemas grandes este tipo de estabilidad toma importancia en contingencias severas que lleven al sistema a operar en subsistemas. En sistemas pequeños este tipo de estabilidad es muy importante. Este tipo de estabilidad en el corto plazo está asociada a salidas inoportunas de centrales generadoras o a cambios bruscos en la demanda, mientras que en el largo plazo se debe a descoordinaciones de control y protecciones. 1.3.3 Estabilidad de tensión Corresponde a la capacidad del sistema de mantener la tensión dentro de un rango establecido, luego de sucedida una falla. La inestabilidad de tensión sucede cuando hay reducción o aumento de la tensión en las barras de una zona y la principal causa es el desequilibrio de reactivos en el sistema. Este tipo de estabilidad se divide en las dos siguiente: Estabilidad de tensión de pequeña perturbación: Las pequeñas perturbaciones que producen este tipo de inestabilidad son aumento en la demanda, desconexiones de líneas o fallas lejanas a la zona provocando consumo de reactivos o aumento de las pérdidas. 



1.4

Estabilidad de tensión de gran perturbación: Esta estabilidad es debida a grandes contingencias en el sistema, como cortocircuitos cercanos a la barra o la desconexión de máquinas o equipos controladores de tensión.

Estabilidad con generación eólica

Actualmente en la generación de energía eólica se utilizan distintos tipos de generadores, por ejemplo, los DFIG (generador de inducción doblemente alimentado) y los Full Converter, los cuales brindan al sistema potencia activa y reactiva. También están los generadores de velocidad fija, los cuales necesitan consumir potencia reactiva para brindar al sistema potencia activa. Los parques que utilizan este último tipo de generadores son los que pueden causar algún tipo de inestabilidad en el sistema ya que como se mencionó anteriormente, la principal causa de la inestabilidad de tensión es el desequilibrio de la  potencia reactiva, la cual es provocada por los parques eólicos que consumen esta potencia, causando alteraciones de la tensión en algunas barras del sistema. Actualmente se utilizan  bancos de condensadores en estos parques eólicos para regular su factor de potencia y así evitar problemas en la estabilidad de tensión, pero al ocurrir algún tipo de perturbación en

4 el sistema que conlleve una caída en la tensión, este tipo de regulación puede aportar en la disminución y provocar la desconexión del parque dependiendo de la tecnología utilizada. 1.4.1 Estabilidad de pequeña señal Aunque los generadores eólicos no afectan las oscilaciones electromecánicas, el incremento de la energía eólica en la red de transmisión puede afectar la amortiguación del sistema ya que se modifica de forma considerable el despacho de las centrales convencionales para acomodar la generación eólica, también afecta debido a la alteración de los flujos de potencia y la interacción con máquinas sincrónicas para cambiar los torques de amortiguamiento inducidos en sus ejes, esto depende del rendimiento dinámico característico y de los controles que se utilicen en cada parque. 1.4.2 Estabilidad transitoria Esta inestabilidad depende de la ubicación donde ocurra algún tipo de falla, si es cercana a alguna zona donde el aporte eólico es alto está afectando de forma negativa a esta estabilidad debido al control de potencia de los aerogeneradores y al tipo de estos. Los generadores de velocidad fija aumentan la velocidad de sus rotores consumiendo potencia reactiva, con lo cual afectan aún más la estabilidad de tensión. El comportamiento de los DFIG depende del tipo de falla, si esta es pequeña los DFIG pueden aportar a eliminar las  pequeñas variaciones de potencia debido a que poseen un control más flexible, pero si la falla es de mayor magnitud estos generadores pueden afectar negativamente al sistema. 1.5

Vertimiento eólico

La variabilidad del viento y la inexactitud de las predicciones de este provocan una generación muy variable de la energía eólica. Esto provoca que en ciertos horarios haya una gran cantidad de energía en las líneas de transmisión, lo cual conlleva a la congestión y sobre carga de estas mismas, además de aportar a la obtención de un bajo factor de planta, ya que la energía producida no es suministrada a los centros de demanda. Los sistemas de transmisión tienen límites establecidos por las capacidades térmicas de las líneas y los elementos series del sistema y las limitaciones operacionales por estabilidad de tensión y por estabilidad dinámica. Las limitaciones térmicas corresponden a la máxima corriente que puede circular por un elemento serie, determinando el límite en función de la máxima temperatura de diseño definido en régimen permanente. Las limitaciones operacionales por estabilidad de tensión corresponden a la máxima transferencia por una línea sin provocar colapso de un sistema por déficit de reactivos y las limitaciones por estabilidad dinámica corresponden a verificar que el comportamiento dinámico del sistema cumpla con los niveles de recuperación dinámica establecidos. El vertimiento eólico queda ilustrado en la figura 1-1 donde se muestra la generación de 3 parques y el límite de transmisión.

5

Fig. 1-1 Porcentaje de generación eólica junto a flujo de potencia Los Vilos  –  Nogales.

Debido a la congestión producida se genera este vertimiento, el cual es un desaprovechamiento de energía a bajo costo, el cual queda ilustrado en la figura 1-2, donde se muestra el flujo de potencia compuesto de energía termoeléctrica y eólica. Se ve el mínimo técnico del carbón, el cual es definido por el CDEC-SING en el artículo 4 de “Información de mínimo técnico” como “la potencia activa bruta mínima que una unidad

 puede generar, conectada a la red eléctrica, en su modo de control automático. Esta condición operativa tiene como característica básica que su sistema de control le permite participar en el control de frecuencia y control de tensión en forma automática, sin restricciones, para el rango de potencia comprendido entre Mínimo Técnico y Potencia Máxima.”

Fig. 1-2 Vertimiento eólico.

1.6

Sistemas de almacenamiento de energía

Un recurso muy utilizado en los parques eólicos para mantener la estabilidad del sistema y evitar el vertimiento eólico son los sistemas de almacenamiento de energía llamados BESS (Batery Energy Storage System), con esto se busca mejorar la confiabilidad y el rendimiento de estos parques y de los sistemas. Los dispositivos BESS almacenan la energía cuando es abundante y/o hay excedentes y la inyectan al sistema cuando el recurso energético es escaso o no está presente, estos dispositivos tienen la característica de proveer reserva de giro, controlar la frecuencia,

6 regular a tensión, reducir la congestión en las líneas de transmisión, suavizar generaciones  bruscas de las plantas de ERNC. A continuación se describen distintos dispositivos BESS utilizados en la industria: a) Bombeo: Esta tecnología consiste en utilizar la energía excedente para accionar una turbina-bomba reversible para subir agua desde un estanque a un nivel superior y luego cuando se requiera energía se utiliza como una central hidráulica convencional. Este método tiene una alta eficiencia ya que alrededor del 65% de energía que se utiliza para elevar el agua se recupera en el proceso de generación. En la figura 3 se observa el esquema de su funcionamiento.

Fig. 1-3 Esquema de funcionamiento de bombeo.

 b) Aire comprimido: Esta tecnología consiste en comprimir aire con la energía excedente, el cual se almacena en depósitos, estos pueden ser naturales como cavernas o cuevas, o artificiales. Luego cuando se requiera la energía el aire se calienta y se expande en una turbina generando nuevamente energía eléctrica. Una de las ventajas que presenta este método es la gran velocidad con la que se puede recuperar la energía, dentro de 15 segundos se puede liberar desde la mitad a la totalidad de la energía almacenada. En la figura 4 se muestra un esquema del funcionamiento.

7

Fig. 1-4 Esquema de funcionamiento aire comprimido.

c) Sistemas de inercia mecánica (Flywheel): Esta tecnología almacena la energía cinética en un disco que es girado por un motor (masa rotante) y luego para extraer la energía eléctrica esta máquina actúa como generador, donde la energía es entregada por la masa rotante que empieza a desacelerar. Esta tecnología tiene la capacidad de entregar una gran cantidad de potencia en  poco tiempo, lo cual es útil en la regulación de frecuencia. En la figura 5 se muestra el esquema de un flywheel.

Fig. 1-5 Esquema de un Flywheel.

d) Superconductores: Esta tecnología también conocida como SMES (Superconducting Magnetic Energy Storage) consiste en una gran bobina superconductora, la cual es enfriada criogénicamente mediante un refrigerador o criostato que contiene helio o nitrógeno líquido. Este dispositivo tiene una gran eficiencia ya que la bobina casi no tiene pérdidas  por efecto Joule, sólo se consideran las pérdidas del convertidor electrónico. En la figura 6 se muestra un esquema de este dispositivo.

8

Fig. 1-6 Esquema de un SMES.

e) Ultra condensadores: Esta tecnología consiste en almacenar la energía en ultra condensadores, los cuales tienen una densidad de energía mayor que los condensadores convencionales. Estos dispositivos al tener un tiempo corto de carga y descarga son útiles para aplicaciones que sean de corta duración como  brindar energía durante interrupciones cortas y también son útiles para la estabilidad de voltaje y de frecuencia. f) Baterías: Estos dispositivos almacenan la energía en forma electroquímica, la cual al ser utilizada se extrae como energía eléctrica DC y luego, mediante un inversor, se utiliza como AC. Estos dispositivos tienen limitaciones como la cantidad de carga y descarga que soportan. Actualmente existen baterías capaces de brindar 20MW durante un tiempo considerable, lo cual las hace una buena opción de almacenaje.

9

ESTABILIDAD EN PARQUES EÓLICOS SEGÚN NORMA TÉCNICA DE SEGURIDAD Y CALIDAD DE SERVICIO 2.1

Estándares de transmisión, generación y frecuencia

Como se mencionó anteriormente, para desarrollar el proyecto debemos regirnos por las normas vigentes en Chile, para esto se tiene que tener conocimiento de aquellas normas que rigen la generación, transmisión, recuperación dinámica y la estabilidad. Los estándares de transmisión determinan los valores de tensión permitidos en las  barras para los tres estados de operación. Los estándares de generación determinan los valores de tensión permitidos y los niveles máximos de generación reactiva en porcentaje de la máquina sincrónica. A continuación se muestran 2 tablas que resumen lo antes mencionado: Tabla 2-1 Estándares de transmisión según NTSyCS.

Estándares de transmisión  Nivel de tensión [KV] V ≥ 500 200 ≤ V ≤ 500 V ≤ 200

Estado Normal Límite inferior [pu]

Límite superior [pu]

Estado Alerta

Estado Emergencia

Límite Límite inferior superior [pu] [pu]

Límite inferior [pu]

Límite superior [pu]

0,97

1,03

0,96

1,04

0,95

1,05

0,95

1,05

0,93

1,07

0,90

1,10

0,93

1,07

0,91

1,09

0,90

1,10

10 Tabla 2-2 Estándares de generación según NTSyCS.

Estándares de generación

Estado Normal

Estado Alerta

Estado Emergencia

Límite inferior

Límite superior

Límite inferior

Límite superior

Límite inferior

Límite superior

 Nivel de tensión

0,95

1,05

0,95

1,05

0,95

1,05

Potencia reactiva

90% cap.

90% ind.

100% cap.

100% ind.

100% cap.

100% ind.

Variable

2.2

Estándares de recuperación dinámica

Estos estándares definen el valor mínimo de tensión y máximo de tiempo en que se  puede mantener el servicio durante una falla, esto se ilustra en la figura 2-1.

Fig. 2-1 Estándar de recuperación dinámica de tensión.

La norma según el artículo 3-8 dice lo siguiente: Las unidades de un parque eólico deberán ser diseñadas de modo de asegurar que el parque se mantenga en servicio cuando la tensión en el punto de conexión varíe, a consecuencia de una falla en el sistema de transmisión, dentro de la zona achurada de la figura (Fig 2-1). 2.3

Rangos de frecuencia La norma declara los siguientes artículos: Artículo 3-10: Toda unidad deberá seguir operando para variaciones de frecuencia entre: (ver tabla 2-3). 

11 Artículo 3-12: Toda unidad generadora deberá poder operar en forma  permanente para un rango de frecuencia de entre 49,0 y 51,0 [Hz], para un rango de variación de la tensión que esté entre 0,95 y 1,05 [pu] de la tensión nominal, medido en los terminales de la unidad generadora.



Tabla 2-3 Rangos de frecuencia para artículo 3.9 NTSyCS. Límite inferior  (mayor que) [Hz]

2.4

Límite superior  (menor o igual que) [Hz]

Tiempo mínimo de operación.[seg]

49,0

50,0

Permanente

48,0

49,0

90

47,5

48,0

15

47,0

47,5

Desconexión

50,0

51,0

Permanente

51,0

51,5

Desconexión

51,5

52,0

Desconexión

52,0

52,5

Desconexión

52,5

53,0

Desconexión

Control de potencia activa y respuesta de frecuencia

La norma chilena rige la relación entre potencia activa y frecuencia mediante el siguiente artículo: Artículo 3-11: Toda unidad generadora deberá ser capaz de: 

a.

Operar en forma estable a potencia nominal para frecuencias en el rango 49,5 –  51 [Hz].

 b. Operar en forma estable a valores de potencia ≥ al 80% de la potencia nominal para frecuencias en el rango 47,5 –  49,5 [Hz]. c. Informar potencias de operación en función de la frecuencia.

12 2.5

Control de potencia reactiva y de tensión

La norma chilena declara la zona de operación de reactivos para parques eólicos mediante el siguiente artículo: Artículo 3-9: Para parques eólicos y tensiones en estado normal, se debe  poder operar en forma permanente entregando o absorbiendo reactivos, en el  punto de conexión en las zonas definidas a continuación: 

o

Zona de operación entregando reactivos:   

o

Potencias activa y reactiva nulas. La potencia activa máxima y la potencia reactiva nula. Las potencias activa y reactiva máximas correspondientes a factor de potencia 0,95.

Zona de operación absorbiendo reactivos:   

Potencias activa y reactiva nulas. La potencia activa máxima y la potencia reactiva nula. Las potencias activa y reactiva máximas correspondientes a factor de potencia 0,95.

Esto se ilustra en la figura 2-2

Fig. 2-2 Control de potencia reactiva.

En Chile la norma que rige el control de las tensiones se establece en el siguiente artículo: Artículo 5-62: Para el control de las tensiones del SI los parques eólicos deberán operarse hasta un factor de potencia 0,95 inductivo o capacitivo, en el punto de conexión. 

13

ESTUDIO DE FALLAS EN GENERADOR DE INDUCCIÓN DOBLEMENTE ALIMENTADO 3.1

Modelo de un SEP

Un aspecto importante en el estudio del impacto de los parques de generación eólica es evaluar el aporte de las corrientes de falla desde la planta hacia el sistema de transmisión  bajo distintas condiciones como falla mono, doble y trifásica en distintas ubicaciones del sistema de transmisión. La protección de los parques de generación eólica es un nuevo reto ya que el comportamiento de estas unidades generadoras es distinto a las convencionales. Para este análisis de investigación se toman las unidades DFIG (Doubly-Fed Induction Generator), ya que son las más utilizadas actualmente en las plantas de generación eólicas. Para entender este tema es necesario conocer dos conceptos claves, los cuales son LVRT (Low Voltage Ride-Through) y FRT (Fault Ride-Through), estas se definen como la capacidad de soportar bajas de tensión y la capacidad de resistir fallas respectivamente y así la planta pueda seguir funcionando sin tener que desconectarla del sistema. Según lo investigado, el mejor modelo para estudiar y simular el comportamiento de una planta eólica es el establecido por Western Electricity Coordinating Council (WECC) “Wind Generator Modeling and Validation WorkGroup” (WGMG) [11]. El WGMG recomienda utilizar una sola máquina equivalente que represente múltiples generadores operando en un parque. Este modelo se basa en la experiencia de la industria ya que esta representación es adecuada para la simulación de estabilidad de los transitorios de secuencia positiva. La máquina equivalente de WECC se ilustra en la figura 3-1. Las líneas de transmisión, transformadores y los compensadores de potencia reactiva se muestran en la imagen.

Fig. 3-1 Representación de la máquina equivalente de WECC [11].

14

Si se sigue este modelo se debe considerar que todos los generadores eólicos de la  planta están operando bajo la misma condición, así se obtiene el estudio del peor escenario. Cabe señalar que para el uso de DFIG los compensadores mostrados en la figura 3-1 no son necesarios ya que estos generadores tienen la capacidad de variar las potencias activas y reactivas instantánea e independientemente. Como se ve en la figura 3-1, hay una zona de la planta eólica llamada sistema colector, el cual es un sistema diseñado para maximizar la captura de la potencia entregada  por cada generador eólico. Existen variados diseños, los cuales varían entre otros factores  por la disponibilidad de cables, fiabilidad y costos [14]. Algunos de los diseños utilizados se muestran en la figura 3-2.

Fig. 3-2 Ejemplos de diseños utilizados en un sistema colector [14].

Las plantas de generación eólica pueden tener dos tipos diferentes de transformadores: 1 Transformador de subestación: Este transformador es situado entre la planta y la red de transmisión. Este sube el nivel de tensión del sistema colector al nivel de tensión de la red de transmisión. La potencia de este transformador es la misma que la potencia de salida de la planta en MVA. Sin embargo es común el uso de varios transformadores por la fiabilidad y consideración

15 económica. Muchas plantas eólicas utilizan transformadores de tres devanados como un transformador de subestación, estos tienen la siguiente configuración , teniendo en cuenta que la “g” indica una conexión sólida a tierra.

Yg/Δ/Yg

2 Transformador tipo pedestal: Este transformador es instalado en cada uno de los generadores y eleva el nivel de tensión de estos a un nivel de tensión medio usado en el sistema colector. En muchas plantas se utiliza una configuración   para estos transformadores. Con esta conexión se bloquea la contribución de secuencia cero desde la planta, sólo las componentes de secuencia positivas y negativas pueden fluir a una falla en la red de transmisión.

Yg/Δ

Como se muestra en la figura 3-1, las plantas de generación eólica se pueden representar por un generador eólico, un transformador tipo pedestal, un sistema colector, un transformador de subestación y líneas de transmisión. La mayoría de las plantas eólicas son compuestas por turbinas uniformes de un mismo fabricante, por esto la representación de la máquina equivalente debe ser suficiente  para representar la planta. En algunos casos para representar estas plantas se necesitan varias turbinas para capturar las características únicas de cada una. El comportamiento de las corrientes de cortocircuito de las plantas eólicas depende del tipo de generador, tipo de falla, configuración de los transformadores y de otros componentes como la compensación de potencia reactiva, de la capacitancia de la línea y de otros varios factores. La componente simétrica es la más utilizada para calcular una condición desbalanceada en el sistema eléctrico de potencia. En condición normal balanceada sólo la componente de secuencia positiva de la tensión y de la corriente se encuentran en el sistema. En una condición desbalanceada las componentes de secuencia negativa y secuencia cero de la tensión y de la corriente se pueden encontrar en el sistema. Utilizando la componente simétrica se puede realizar el análisis de falla y predecir las corrientes de cortocircuito y la tensión en las barras para un estado estacionario del sistema. 3.2

Falla trifásica en circuitos R-L

Las fallas de cortocircuito pueden ocurrir en varias ubicaciones de sistema y de distintas formas como monofásica a tierra, bifásica, etc. Para el análisis de las corrientes de falla se comenzará por una falla trifásica simétrica en un circuito R-L. En la figura 3-3 se aprecia un diagrama equivalente de un sistema eléctrico que se encuentra en condición de falla [11].

16

Fig. 3-3 Diagrama equivalente de un sistema eléctrico en condición de falla [11].

Inmediatamente después de la falla, la contribución de corriente de cortocircuito del generador se puede representar mediante la siguiente ecuación:

    +   (3-1) Donde  es la tensión instantánea en los terminales del generador, y R y L son la resistencia e inductancia de la línea respectivamente. Al desarrollar la ecuación anterior queda lo siguiente:

        −    sin + ()   sin  ( ) Donde   es la tensión peak del generador,   √  +    es la impedancia de la línea y   es la tensión de fase. La solución de la ecuación tiene dos componentes, el primero es estacionario y varía sinusoidalmente con el tiempo. El segundo componente decae exponencialmente con el tiempo y representa la componente de corriente continua. La corriente de falla simétrica en estado estacionario   del generador se puede calcular desde la primera componente de la ecuación y queda expresada de la siguiente forma:   √ / +√ 2 Lógicamente las corrientes de falla en estado estacionario dependen según la impedancia de la línea, que tan cerca de la planta ocurre la falla, las características del circuito, etc. Pero estas aproximaciones y simplificaciones son útiles y válidas para entender el comportamiento durante este tipo de fallas.

17 3.3

Corriente de cortocircuito desde un DFIG En los DFIG es común el uso de un sistema eléctrico de protección llamado

“Crowbar”, el cual es utilizado para proteger los componentes electrónicos de sobre

voltajes y temperaturas ocurridas durante las fallas de cortocircuitos. Durante las fallas, los bobinados del rotor se encuentran cortocircuitados por un crowbar de resistencia ajustable .



Fig. 3-4 Diagrama equivalente de un DFIG [11].

Durante una falla la constante de tiempo para el DFIG es determinada por la siguiente ecuación:

  +  Donde    es la inductancia transitoria del rotor y es obtenida mediante la siguiente ecuación:    +   +∗  Donde   y   son las inductancias de fuga del estator y del rotor respectivamente. . 

Ya con estos parámetros se puede encontrar el valor de la corriente máxima de cortocircuito aportada por el DFIG, la cual se expresa mediante la siguiente ecuación:

  2 ∗ √  − −         ∗   + 1 ∗ .     +  Donde σ es el factor de fuga, el cual se establece de la siguiente forma:

  1 ∗ ; Donde ,  y  son las inductancias de magnetización, estator y

rotor respectivamente.

18

   ≈   1. 8    ′  +  

Si >> , entonces la constante de tiempo disminuye y según [11] se puede utilizar una ecuación simplificada para la máxima corriente de cortocircuito, la cual es:

19

ARMÓNICOS EN LOS GENERADORES DE INDUCCIÓN DOBLEMENTE ALIMENTADOS 4.1

Análisis armónico de un DFIG

La propagación de armónicos en los DFIG es más compleja que en los otros tipos de generadores eólicos, ya que estos están compuestos por dos convertidores y aportan con ambos. Los armónicos generados por el GCS (Gridside Converter) se propagan a la red a través del filtro y transformador, mientras que los armónicos generados por el RSC (Rotorside converter) se reflejan desde el rotor al estator y fluyen hacia la red. En el sistema pueden existir resonancias debido a las interacciones entre la impedancia del transformador y la impedancia del filtro capacitivo, en este caso las tensiones armónicas pueden conducir a altas corrientes armónica. También pueden existir resonancias en paralelo debido a las impedancias inductivas y capacitivas, en este caso las corrientes armónicas pueden causar armónicos de alta tensión. La incorporación de muchas unidades en paralelo, junto con sus inversores y filtros,  pueden conducir a problemas de resonancia, por esto es to se debe tomar en cuenta la distorsión armónica de cada inversor y también la conducta del grupo completo al momento de estudiar un filtro para la planta. Para poder analizar los armónicos de DFIG es necesario nece sario utilizar una fuente de prueba, esta se compone por un convertidor de voltaje back-tu-back en el rotor del generador, una máquina DC para simular el torque del viento, una impedancia equivalente en el punto de acoplamiento común del sistema y una fuente de voltaje v oltaje ideal en lugar de la red. Esta fuente ideal debe tener una tensión de fase igual a la de la red y una frecuencia cuya componente fundamental también debe ser igual a la de la red en que se implementará el generador. 4.2

Caso de estudio tomado como referencia

A continuación se verá un caso de estudio obtenido en [15] donde cabe destacar que la utilización de estos datos es para tener una referencia válida de estudio y no necesariamente serán los utilizados en las simulaciones que se realizarán más adelante para llevar a cabo nuestro estudio.

20

Fig. 4-1 Fuente de prueba para medir frecuencias armónicas en un DFIG.

Como se puede ver en la imagen hay tres puntos en la fuente de prueba, donde se realizan las mediciones. El punto A da los voltajes y las corrientes del estator, en el punto B se registran las corrientes del rotor y en el punto C se mide la tensión entregada por la fuente ideal. La impedancia equivalente de la red (Z grid) para esta frecuencia se elige a (0.24 + j0.15) Ω de conformidad con las especificaciones de la norma EN 61000-3 [15]. Para hechos de este análisis la máquina DC está compuesta por dos pares de polos y opera a 1650 [rpm] y 50 [Hz]. Por lo que la frecuencia del rotor está dada por:

[ ]]  5[]        ∗    50[]  2 ∗ [ 

(4-1)

El signo negativo que se aprecia en el resultado de la ecuación indica que la componente fundamental de la frecuencia del rotor tiene secuencia negativa, pero en sí las frecuencias siempre son positivas. Según estos datos para la simulación entregada por [11], las formas de las corrientes medidas en los puntos A y B se aprecian en la figura 4-2.

21

Fig. 4-2 Corrientes en los puntos de medición A y B.

En la figura 4-2 se aprecia que las formas de onda se encuentran distorsionadas, esto es debido a las componentes armónicas que se aprecian en la siguiente tabla. Tabla 4-1 Armónicos de tensión y corriente en los puntos A y B.

Armónica  (10 Hz) (20 Hz)  (80 Hz)  (110 Hz)  (150 Hz)  (10 Hz)  (20 Hz)  (80 Hz)  (110 Hz)  (150 Hz)  (25 Hz) (35 Hz)  (55 Hz)  (65 Hz)  (95 Hz)

∗∗ ∗ ∗ ∗ ∗  ∗ ∗ ∗ ∗ ∗ ∗ ∗ ∗ ∗ 

ℎ∑∗, ℎ∑∗ 0.02 % 0.08 % 0.03 % 0,02 % 5.36 % 0,45 % 7.29 % 3.58 % 0.37 % 1.44 % 0.87 % 3.37 % 0.92 % 0.50 % 0.16 %

22 Los valores apreciados en la tabla 4-1 fueron obtenidos mediante la siguiente ecuación:

ℎ∑∗   ∑∑ ∗ 100% 

Dónde: 

con:

ℎ∑    ∑= ℎ,

h: números ordinales.

: número de línea trifásica. El componente ∑  en la ecuación indica la componente fundamental de la corriente, en base a esto ∑,  y ∑,  equivale a 7.52 [A] y 12.56 [A] respectivamente. De igual forma ∑, tiene un valor de 402.5 [V]. 

En base a los valores entregados en la tabla 4-1, el voltaje del estator contiene esencialmente un tercer armónico con 150 [Hz], mientras que las corrientes más significativas corresponden a las frecuencias de 20 [Hz], 80 [Hz] y 150 [Hz]. En el rotor la armónica más fuerte es la de 35 [Hz], aunque igual tienen importancia las quinta, decimoprimera y decimotercera armónicas con 25 [Hz], 55[Hz] y 65 [Hz]. Para saber la razón de las frecuencias adicionales en los puntos A y B es necesario observar el circuito del rotor, en el cual el convertidor es un rectificador doble de seis  pulsos. Este dispositivo produce corrientes armónicas con número ordinales de k:  (donde ). Por lo tanto, los valores significativos de k son -5, +7, -11 y +13. Debido a que la frecuencia fundamental del rotor es una secuencia negativa de 5 [Hz], las armónicas correspondientes son +25 [Hz], -35 [Hz], +55 [Hz] y -65 [Hz]. Estas armónicas corresponden a las siguientes frecuencias de corrientes del estator: 80 [Hz], 20 [Hz], 110 [Hz] y 10 [Hz]. Así los armónicos más fuertes de 20 [Hz] y 80 [Hz] en la corriente del estator son producidas por el quinto y séptimo armónico de la corriente del rotor, causadas  por el convertidor.

  1+ 6∗

  0,±1,±2,…

23

ESTABILIDAD TRANSITORIA CON GENERADORES DE INDUCCIÓN DOBLEMENTE ALIMENTADOS 5.1

Índices de estabilidad transitoria

Al momento de estudiar la conexión de un nuevo generador, sea cual sea el tipo, hay que tener presente los efectos que puede producir en la estabilidad del sistema, en base a esto se investigó sobre el impacto que tienen los generadores DFIG en la estabilidad transitoria. La estabilidad es clave para lograr un funcionamiento ininterrumpido del generador durante las fallas en la red. Cuando ocurre cierta falla el RSC (Rotorside converter) se encuentra bloqueado y el GSC (Gridside Coverter) está configurado para controlar el voltaje del estator del DFIG. Funciona como un STATCOM (Static Synchronous Compensator) para regular la potencia reactiva intercambiada con la red, sin embargo, esta capacidad de control de la GSC es limitada debido a la pequeña capacidad del convertidor. Durante el bloqueo del RSC su sistema de control continúa monitoreando la corriente del rotor, tensión en bornes, tensión del circuito intermedio, potencias activa y reactiva y velocidad del rotor del DFIG. Cuando la falla se despeja y se han restablecido la tensión y la frecuencia de la red, se reinicia el RSC desconectando el crowbar (sistema de protección) y el control de la tensión del GSC se desactiva. Luego de esto el DFIG vuelve a tener el control independiente de potencias activa y reactiva, funcionando de forma normal. Las ventajas de esta operación ininterrumpida son: 





El generador continúa suministrando la potencia activa a la red y por lo tanto la demanda de reservas de energía inmediata se reduce. El generador contribuye a mantener la frecuencia en la red durante el estado transitorio. Después de un bloqueo de corto plazo de la RSC, el generador vuelve al funcionamiento normal rápidamente.

Para realizar el análisis del impacto en la estabilidad transitoria de los generadores DFIG conectados al sistema se utilizan dos índices imprescindibles: 

Índice de estabilidad basado en ángulo de carga:



60 ∗ 100 ; 100 <  < 100   3360+ 

Donde  es la separación máxima del ángulo de dos generadores en la respuesta inmediata post-falla. Este índice puede ser y , correspondiendo a condiciones estables e inestables del sistema respectivamente y es directamente proporcional a la separación de los ángulos, siendo un buen indicador de la severidad de la falla.

>0 ≤0

24

Tiempo crítico de despeje (CCT). Este índice se considera generalmente como una de las mejores medidas de la gravedad de una contingencia y por lo tanto ampliamente utilizado para la clasificación de las contingencias de acuerdo con su gravedad. El tiempo crítico de despeje es el tiempo máximo permitido de eliminación de una falla sin perder estabilidad. Esto se obtiene mediante un método de búsqueda binaria [3], dentro de un rango de despeje de falla específico con un umbral establecido. Si un cambio en la operación del sistema incrementa el CCT, se considera que tal cambio es favorable  para mejorar la estabilidad transitoria de este. 

5.2

Caso de estudio tomado como ejemplo

Con el fin de analizar los efectos de los DFIG en la estabilidad transitoria, se toma como ejemplo el análisis realizado en [16], en el cual se utiliza el sistema de la siguiente figura.

Fig. 5-1 Sistema de 10 generadores y 39 barras utilizado como ejemplo [16].

25 El análisis realizado comienza haciendo un análisis integral de la estabilidad transitoria realizando una falla trifásica en cada barra (excluyendo las barras terminales de generadores. Debido a este análisis se encontró que el peor índice de estabilidad transitoria corresponde a la barra 29 y en esta condición el ángulo de separación máxima ocurre entre los generadores SG38 y SG39. Para comparar los datos obtenidos, se realizaron simulaciones donde los generadores SG38 y SG39 fueron reemplazados por parques de generación eólica equipados con DFIG. Para este análisis se establecieron 3 escenarios distintos: i) Los generadores SG38 y SG39 se mantienen. ii) El generador SG38 se sustituye por un parque eólico DFIG38 con la misma potencia y se mantiene el generador SG39. iii) Los generadores SG38 y SG39 se sustituyen por los parques eólicos DFIG38 y DFIG39 con la misma potencia. Para el análisis también se toman en cuenta distintos modelos de carga, estos se explican en la siguiente tabla: Tabla 5-1 Modelos de carga considerados.

Modelo de carga Z

Descripción Impedancia constante. Combinación de 30% impedancia constante (Z), 40% corriente constante (I) y 30% potencia constante (P). Combinación de 30% ZIP y 70% motor de inducción.

ZIP ZIP + Dyn

Se simula una falla trifásica en la barra 29 con una duración de 0.05 [seg]. Los índices de estabilidad transitoria correspondientes se muestran en la tabla 5-2. Tabla 5-2 Evaluación de la estabilidad transitoria considerando diferentes modelos de carga.

Modelo de carga

Escenario 1 η

Z ZIP ZIP + Dyn

Escenario 2 CCT [seg] 0.1379 0.1238

60.70 59.58 -57.95 0.0421 (Inestable)

Escenario 3

66.60 67.14

CCT [seg] η 0.5399 69.85 0.4402 70.17

CCT [seg] 1.4712 0.9987

67.58

0.0746

0.0676

η

68.50

26 En base al análisis realizado, se observa que la estabilidad transitoria se puede mejorar en cierta medida con la sustitución de los generadores sincrónicos por parques eólicos DFIG Las figuras 5-2 (a), 5-2 (b), 5-2 (c) y 5-2 (d) muestran la potencia activa, velocidad del rotor, potencia reactiva y tensión en terminales respectivamente. Estos datos son del  parque eólico DFIG38 y del generador SG38, ambos bajo el tercer modelo de carga. Estos datos se muestran de modo de poder comparar la reacción de cada uno ante la falla.

Fig. 5-2 Comportamiento transitorio de un DFIG en remplazo de un generador sincrónico.

27

REQUERIMIENTOS DE PROTECCIÓN EN PARQUES EÓLICOS 6.1

Esquema de protección

Para establecer la protección eléctrica en los parques eólicos, estos se deben dividir según los equipos y secciones que se requiere proteger frente a eventuales fallas.

Fig. 6-1 Esquema de división de los parques eólicos.

6.1.1 Lado A.T. del transformador Esta sección corresponde a la línea que conecta el parque eólico con el sistema eléctrico de potencia mediante la subestación indicada para el parque correspondiente. 6.1.2 Transformador Esta sección corresponde al transformador de potencia del parque eólico.

28 6.1.3 Lado B.T. del transformador Esta sección corresponde a la línea que conecta la barra colectora con el transformador de potencia del parque, este lado generalmente es en media tensión. 6.1.4 Alimentadores Esta sección corresponde a los distintos alimentadores que tenga el parque eólico, cada uno de estos alimentadores debe tener una protección individualizada. 6.1.5 Aerogenerador Esta sección corresponde a los distintos aerogeneradores que conformen el parque eólico, cada uno debe tener una protección individualizada. 6.1.6 Reactor de puesta a tierra Esquemáticamente esta sección se encuentra al mismo nivel que el Transformador de  potencia en la figura 6-1. Las fallas en el Reactor ocurren debido a falla de asilamiento, envejecimiento de aislamiento, recalentamiento debido a sobre-excitación, contaminación del aceite o fuga. Los reactores de puesta a tierra, también llamados transformadores de puesta a tierra,  permiten crear un neutro en sistemas trifásicos de tres hilos. Normalmente este neutro se conecta sólidamente a tierra, o a través de un resistor, y se equipa con un transformador de corriente que permite detectar fallas a tierra. La corriente permanente en los transformadores de puesta a tierra es pequeña, ya que se utilizan en sistemas trifásicos de tres líneas sin cargas entre fase y neutro. Por lo tanto la corriente nominal del equipo es prácticamente la corriente de vacío del transformador equivalente. Sin embargo, cuando ocurre una falla a tierra en el sistema, la corriente de cortocircuito sólo es limitada por la resistencia del terreno y la impedancia propia del transformador, adquiriendo valores muy elevados. El reactor de puesta a tierra se diseña y construye para soportar los esfuerzos mecánicos y térmicos ocasionados a esas elevadas corrientes de cortocircuito. Es usual incorporar una resistencia de puesta a tierra, en conjunto con el transformador, para limitar las mencionadas corrientes de cortocircuito. De esta forma se cuenta con un sistema conectado a tierra pero limitado a corrientes menos dañinas en caso de falla.  Normalmente estos transformadores son diseñados y construidos con un solo devanado en conexión ZIG-ZAG, con tres aisladores correspondientes a las fases y un aislador de neutro. Se pueden equipar con los mismos accesorios que un transformador convencional, usualmente un nivel del líquido refrigerante y elementos de protección como una válvula de alivio de presión o un relé de presión súbita. Pueden ser refrigerados en aceite mineral o aceite vegetal biodegradable.

29 6.2

Funciones de protección consideradas

A continuación se especifican las funciones de protecciones recomendadas a utilizar en cada sección del parque eólico. 6.2.1 Lado A.T. del transformador Esta sección se divide en proteger la línea de alta tensión que conecta el parque eólico con el sistema y los bornes de alta tensión del transformador de potencia. Para la protección de la línea que conecta el parque eólico con la subestación del sistema eléctrico de potencia se tiene como función principal la protección diferencial de línea (87L). Ésta se debe ajustar de modo de detectar y despejar de forma instantánea fallas que ocurran en la línea de alta tensión. Así también, se considera como función secundaria la protección de distancia (21-21N). a) Función diferencial de línea (87L): Los criterios de ajuste para esta función, consideran una aplicación tradicional del esquema diferencial, el que consiste en una línea o cable protegido, sin incluir equipos AT series adicionales como un transformador de poder. La característica diferencial en la línea de transmisión deberá considerar los siguientes criterios de ajuste: (6-1) 3∗ < − ≤ 0,8 ∗  Donde: −: Corriente mínima de operación de la función 87L. : Corriente de carga capacitiva de la línea. : Corriente mínima de falla, para cortocircuitos al interior de la línea protegida. Si no se tiene un método de cálculo para determinar la corriente de carga capacitiva de la línea, se puede utilizar la siguiente expresión:

  3,63∗10− ∗  ∗  ∗  ∗ 

Donde: : Tensión nominal de la red en [kV] primarios. : Frecuencia nominal de la red en [Hz]. : Capacitancia de la línea en [nF/km]. : Longitud de la línea en [km].

     

Este valor obtenido se debe comparar con el 15% de la corriente nominal de los transformadores de corriente y se utiliza el que sea superior. El tiempo de operación para esta función debe ser sin retardo.

30  b) Función de protección de distancia (21/21N): La función distancia fundamenta su operación en la medición del lazo de cortocircuito, calculando un valor de impedancia total desde el punto de medida hasta el  punto de falla. Como característica de operación de la función distancia, será requerimiento utilizar: 

Fallas entre fases: Característica Mho o Cuadrilateral.



Fallas a tierra: Característica Cuadrilateral. Los criterios mínimos y generales para el ajuste de cada zona de protección serán:







Zona 1: Dirección hacia la línea protegida, con alcance menor al 85% de su longitud, para todas las fallas entre fases y residuales. El tiempo de operación debe ser instantáneo. Zona 2: Dirección hacia la línea protegida, con alcance mayor al 115% de su longitud, para todas las fallas entre fases y residuales. El tiempo de operación en este criterio debe tener un retardo bajo. Zona 3: Dirección reversa, el criterio de ajuste de esta zona corresponde a cubrir como respaldo de las protecciones ubicadas aguas arriba de la barra de A.T. hasta el transformador de potencia del parque eólico. El tiempo de operación debe en, este criterio, tener un retardo aproximadamente 4 veces mayor al de la zona 2.

Los alcances de las zonas 1 y 2 deberán tener considerados todos los efectos de error en la medida de impedancia de falla sea por subalcance o sobrealcance, producto del acoplamiento mutuo por líneas paralelas, efecto infeed, efecto outfeed, influencia de la resistencia de arco, y cualquier otro efecto que introduzca un error que sobrepase los límites indicados anteriormente. Los alcances resistivos por cada zona deberán ser suficientemente distanciados, como  para que la protección se comporte con una adecuada coordinación, y durante un movimiento de carga ya sea por simple perturbación o por falla en el sistema. c) Funciones de sobrecorriente (51/50): La función de sobre corriente de fase temporizado (51) permite la detección y extinción de fallas entre fases. Dará respaldo local a la función diferencial del transformador y respaldo remoto hacia la línea de transmisión. La corriente mínima de operación se debe ajustar a un valor igual al 125% de la corriente nominal máxima del transformador. La curva de operación que se debe utilizar es IEC muy inversa, con un multiplicador de tiempo apropiado para coordinar con la operación de las protecciones que se encuentran aguas abajo del transformador Para la función de sobre corriente de fase instantánea (50) se debe establecer un  pickup varias veces superior a la corriente registrada durante fallas en el lado MT. Debe detectar fallas en bornes AT, pero no debe detectar fallas en lado MT.

31 d) Funciones de sobre y baja tensión lado (27/59): Para la función 27, se recomienda una configuración del 80% de la tensión nominal, con tiempo fijo de operación de no más de 1,2 [s]. Para la función 59, se recomienda una configuración del 115% de la tensión nominal, con tiempo fijo de operación de no más de 2 [s]. e) Funciones de sobre y baja frecuencia (81M/m): Los valores recomendados de ajuste para la función 81 corresponden a los límites  para unidades de generación eólicas, de acuerdo al artículo 3.9 de la NTSyCS, los cuales se muestran la Tabla 2-3 Rangos de frecuencia para artículo 3.9 NTSyCS. 6.2.2 Transformador a) Función diferencial de transformador de potencia (87T): La función diferencial de transformador, al ser la protección principal, debe proteger el 100% del transformador de poder con operación sin retardo, y cubrir todos los errores de medición asociados, sean estos a causa de la clase de precisión de los TT/CC, cambiadores de tap, variaciones de tensión, sobreexcitación u otros, los que deberán ser analizados en el estudio respectivo. Tanto la sensibilidad, como la corriente de paso, se definen en función de veces tap (xTap). Los Tap se definen en función de la potencia del transformador, la tensión de cada devanado y la relación de los TCs.

  ∗1000   ∗ ∗√ 3

Donde: : Número de devanado. : Relación TC por devanado. : Tensión nominal de devanado.

  

La protección diferencial de transformador, será ajustada con una corriente de mínima operación diferencial (Sensibilidad) de forma que se cumpla lo siguiente:

í ∗ ≥ 0,05∗ Donde

 es la corriente mínima de operación diferencial

Como se puede apreciar en la figura 6-2, esta función posee dos pendientes de operación. La primera pendiente (alfa 1) considera errores asociados a la precisión de los transformadores de corriente (para los TCs ubicados a ambos lados del transformador de  poder), y las diferencias de corriente que se producen entre el lado de AT y BT, debido a la operación del cambiador de tomas del transformador de potencia.

32 La segunda pendiente (slope o alfa 2), considera los efectos de saturación en los núcleos de los TC utilizados por la protección diferencial, producto de fallas externas al transformador de poder. Para despeje instantáneo (sin corriente de retención) de fallas francas que se  produzcan al interior de los transformadores de potencia, se debe habilitar la función diferencial instantánea. Para evitar la detección de corrientes diferenciales, que se pueden originar durante la energización del transformador, se debe habilitar la función de bloqueo por segundo y quinto armónico en la protección diferencial. Para esto se debe cumplir que:

í ∗  ≥ 0,05∗

Fig. 6-2 Curva característica protección diferencial de transformador

Las pendientes pueden variar entre 15, 25, 40 y 50% dependiendo de los siguientes factores: 



Rango máximo de cambio de taps del transformador de poder, ya sea manual o automático (generalmente no excede ± 10%). Porcentaje de error por TAP (no mayor de 5%, según lo visto)

Error debido a saturación de los TT/CC en fallas externas; esto se obtiene conociendo el valor de las corrientes máximas de falla externa y la característica de saturación de los TT/CC. La suma de estos tres errores permite elegir el porcentaje del relé. Por ejemplo, si esta suma es menor de 10%, se elige 15%; si es menor de 20%, se elige 25%; entre 20 y 35%, se elige 40%; y sobre 40%, se elige 50% 

33 6.2.3 Lado B.T. del transformador a) Funciones de sobrecorriente (51/51N): La corriente mínima de operación (función 51) se debe ajustar en un valor igual al 125% de la corriente nominal máxima del transformador. La curva de operación a utilizar es IEC Inversa, con un multiplicador de tiempo apropiado para coordinar con la operación de las protecciones que se encuentran aguas abajo del transformador. En cuanto a la función 51N, se recomienda establecer un pickup superior al error de los TCs. La curva de operación a utilizar es IEC Inversa, con un multiplicador de tiempo apropiado para coordinar con la operación de las protecciones que se encuentran aguas abajo del transformador. 6.2.4 Alimentadores a) Funciones de sobrecorriente (50/51/50N/51N): Para las funciones 50, se recomienda establecer un valor pickup de hasta el 50% del cortocircuito mínimo registrado en el aerogenerador eléctricamente más alejado. Para las funciones 51, se recomienda establecer un valor pickup de 130% de la corriente nominal del alimentador (en función de la cantidad de aerogeneradores). Lo anterior aplica siempre y cuando no se supere en 20% la capacidad nominal de los TCs. La curva de operación a utilizar es IEC Inversa, con un multiplicador de tiempo apropiado para coordinar con la operación de las protecciones que se encuentran aguas abajo del transformador. Para la función 51N, se recomienda establecer un pickup superior al error de los TCs. La curva de operación a utilizar es IEC Inversa, con un multiplicador de tiempo apropiado  para coordinar con la operación de las protecciones que se encuentran aguas abajo del transformador. Para la función 50N, el ajuste debe permitir detectar fallas residuales en el aerogenerador eléctricamente más alejado.  b) Funciones de sobre y baja tensión (27/59). Para la función 27, se recomienda una configuración del 80% de la tensión nominal, con tiempo fijo de operación de no más de 1,2 [s]. Para la función 59, se recomienda una configuración del 115% de la tensión nominal, con tiempo fijo de operación de no más de 2 [s]. c) Funciones de sobre y baja frecuencia (81M/m): Los valores recomendados de ajuste para la función 81 corresponden a los límites  para unidades de generación eólicas, de acuerdo al artículo 3.9 de la NTSyCS, los cuales se muestran la Tabla 2-3 Rangos de frecuencia para artículo 3.9 NTSyCS.

34 6.2.5 Reactor de puesta a tierra El reactor de puesta a tierra se encuentra conectado entre los TCs de la diferencial de transformador, considerándose como una protección diferencial larga. Al estar el reactor dentro de la zona diferencial, ante la ocurrencia de fallas residuales en la zona de B.T., actuará la protección diferencial. Sin perjuicio de lo anterior, se activarán de todas formas las protecciones residuales de sobrecorriente en la zona de B.T., a modo de respaldo Adicionalmente, ante cualquier falla en el reactor (entre fases y/o tierra) se activará la función diferencial del transformador, de esta forma se aumenta la seguridad del parque, ya que, una falla que desconecte el reactor, provocaría la perdida de referencia a tierra.

35

CONTROL DE POTENCIA ACTIVA Y REACTIVA EN GENERADORES DE INDUCCIÓN DOBLEMENTE ALIMENTADOS En este capítulo se presentan las principales configuraciones y estrategias de control utilizados en aerogeneradores provistos de un generador doblemente alimentado. Debido a contingencias y a que las cargas conectadas a la red eléctrica presentan un comportamiento que no es constante, tanto el balance de potencia activa como reactiva del sistema puede ser perdido, causando variaciones en variables fundamentales tales como la tensión y frecuencia. Este problema lleva a la necesidad de contar con métodos de control de potencia adecuados que permitan mantener la calidad de la energía suministrada, acorde a los requerimientos de la industria actual. El control de frecuencia se relaciona con el balance de la potencia activa del sistema, es decir, mantener en todo momento una potencia activa generada igual a la potencia consumida por las cargas más las pérdidas del sistema. No alcanzar este balance llevaría a la pérdida de estabilidad de ángulo de éste. Por otro lado, la regulación de tensión tiene directa relación con los flujos de corriente reactiva a través de las líneas, la que produce caídas en el voltaje. El uso de equipos de electrónica de potencia en generadores, como el convertidor  back-to-back implementado en aerogeneradores con DFIG, ha permitido obtener un control más preciso y con mayores posibilidades de operación, ya que pueden modificar la potencia activa y reactiva generada de forma independiente obteniendo el factor de potencia que se desee. Esto soluciona problemas como los presentados por generadores de inducción de  jaula de ardilla, los cuales requieren de un consumo importante y permanente de potencia reactiva, incrementando el efecto negativo de estos generadores en el sistema. 7.1

Objetivos de los sistemas de control de potencia activa

En el control de velocidad y potencia en aerogeneradores de velocidad variable, como el DFIG, los principales objetivos del sistema de control son [38]: 



Lograr obtener la máxima potencia extraíble del viento para todo el rango de velocidades de operación del aerogenerador, respetando sus límites de diseño. Evitar cargas mecánicas excesivas sobre los ejes de la máquina que puedan  provocar, entre otras cosas, un desgaste prematuro de los materiales.

Generar potencia con una calidad acorde a los requerimientos y exigencias del sistema al cual se encuentra conectado. Según el primer objetivo estipulado, el funcionamiento tradicional de aerogeneradores de velocidad variable puede ser dividido en 2 grandes regiones de operación: región de velocidades de viento bajas y región de velocidades de viento altas. 

36 La región de operación de velocidades de viento bajas abarca las velocidades de viento entre la velocidad de entrada en operación del aerogenerador, velocidad de cut-in, y la velocidad de viento nominal de éste. En esta región se busca, en primera instancia, utilizar una estrategia de control que consiga un seguimiento del punto de máxima potencia extraíble del viento, es decir, operar con el coeficiente de potencia óptimo en todo momento. Una vez que se ha alcanzado la velocidad máxima de rotación del generador, con el afán de mantener la razón de velocidad de punta óptima, el aerogenerador pasa a funcionar con una velocidad de rotación constante. Pero a medida que aumentan las velocidades de viento, aumenta el torque electromagnético y por consiguiente aumenta la  potencia activa generada, hasta alcanzar la potencia nominal. Considerando lo descrito en el párrafo anterior, la región de bajas velocidades de viento se divide en dos, la región de velocidad del generador óptima, que en este trabajo toma el nombre de Región I, y la región de velocidad del generador constante, a la cual aquí se le llama Región II. La máxima velocidad de rotación admisible por el rotor de la turbina ( , referida al eje de alta velocidad) queda definida por la magnitud de las fuerzas capaces de soportar  por la estructura de la turbina y por el nivel tolerable de ruido acústico emitido. En caso de no alcanzar   antes de llegar a generar la potencia nominal, la Región II no se considera. A velocidades mayores de viento, es decir velocidades que superan la velocidad nominal de diseño del aerogenerador, la estrategia de control está principalmente orientada a limitar la potencia activa generada a valores que no superen la potencia nominal, que es la potencia de diseño del generador eléctrico usado. En el presente documento a esta región de operación se le denomina Región III. La curva de potencia ideal se muestra en la Figura 7-1, donde es posible apreciar las tres regiones de operación recién mencionadas.





Fig. 7-1 Curva de potencia ideal de una aerogenerador.

Para velocidades de viento bajo la velocidad de cut-in y sobre la velocidad de cutout, el aerogenerador es desconectado de la red, quedando fuera de funcionamiento. Para velocidades muy bajas la eficiencia alcanzada es muy baja llevando a costos de operación que pueden no ser recuperados; y permitir la operación bajo velocidades de viento muy altas llevaría a incluir en el diseño componentes muy resistentes que harían inviable

37 cualquier proyecto, ya que de otra forma las fuerzas ejercidas sobre ellos provocarían un deterioro temprano, aumentando los costos de mantenimiento. El rango de velocidades de cada región depende de parámetros de diseño del aerogenerador, como la velocidad nominal del generador, la razón de la caja de engranajes entre el eje de alta y baja velocidad, el ángulo máximo de paso alcanzado por las aspas, entre otros; así como también de la característica de viento del lugar de emplazamiento. Con el objetivo de disminuir las cargas mecánicas ejercidas sobre el aerogenerador, los sistemas de control deben ser capaces de brindar amortiguamiento en las frecuencias cercanas a modos de vibración que generan cargas de alta frecuencia y evitar los puntos de operación cuyos modos no pueden ser atenuados. El viento turbulento y las ráfagas intempestivas, generalmente presentes en vientos de alta velocidad, generan cargas transitorias de baja frecuencia. Esto se debe a que el sistema de control trata de seguir la curva ideal de potencia, por lo que mientras más ajustado sea el ciclo de control mayor son las cargas transitorias presentes. Las cargas transitorias de alta frecuencia son generadas por la rotación del rotor, por lo que son cíclicas y se propagan hacia el eje y el resto de la estructura. El tercer objetivo de control mencionado está relacionado con la calidad de la  potencia activa inyectada a la red. Ésta afecta la estabilidad de frecuencia del sistema y la tensión en el punto de conexión del aerogenerador. Las variaciones de viento afectan la  potencia activa generada, ya que en algunos casos la velocidad de rotación del eje se encuentra ajustada según la velocidad media del viento, la cual suele ser calculada para intervalos del orden de 10 minutos, produciendo variaciones en la tensión de salida del generador. Estos cambios de tensión son regulados a través del control de reactivos absorbidos o inyectados por el DFIG. Bajas importantes en la velocidad de rotación provocan la liberación de energía cinética, la que es inyectada a la red, siendo de interés diseñar estrategias de control que en  puntos específicos de operación no requieran de cambios bruscos de velocidad. 7.2

Objetivos del control de potencia reactiva

El principal objetivo que se pretende lograr con el control de la potencia reactiva es obtener [39]: factor de potencia constante, voltaje en bornes constante o compensación dinámica. 

Factor de potencia constante: se utiliza en parques eólicos de pequeña escala cuyas variaciones de voltaje, debido a la naturaleza del viento, no afectan de manera considerable la tensión de la red en el punto de conexión. En general se utiliza un factor de potencia unitario para evitar pérdidas y aprovechar toda la capacidad del aerogenerador en la generación de potencia activa. Para cumplir esto, toda la corriente magnetizante es suministrada por los devanados del rotor. Esto no implica la inyección de corriente reactiva desde el rotor al resto del sistema, al encontrarse el rotor desacoplado de la red por el enlace de tensión continua situado entre los convertidores.

38 



7.3

Voltaje en bornes constante: en los puntos de acceso en que la red no sea lo suficientemente robusta como para asegurar un nivel de tensión adecuado, los aerogeneradores pueden ser provistos de un control de la tensión en bornes. Es decir, el control de la potencia reactiva bajo esta estrategia busca mantener la estabilidad de tensión del sistema al cual es conectado el parque eólico. Compensación dinámica: el aerogenerador o parque eólico es utilizado para satisfacer los requerimientos de potencia reactiva de la red, los cuales corresponden  principalmente a cargas cercanas al punto de conexión. Controlador del ángulo de paso

Los principales objetivos del sistema de control del ángulo de paso en aerogeneradores de velocidad variable con DFIG son: mantener la potencia que circula por el rotor y los convertidores dentro de los límites de diseño establecidos, y minimizar las cargas mecánicas sobre la estructura de la turbina. Para modificar el ángulo con que las aspas de la turbina enfrentan el viento, ésta son  provistas de servos en sus bases, ubicados al interior del buje, los cuales pueden ser sistemas hidráulicos o eléctricos. El cambio del ángulo de paso (β) modifica la característica de torque del aerogenerador de la forma expuesta en la Figura 7-2, curvas en las cuales se supone una velocidad de viento constante.

Fig. 7-2 a) Característica torque  –  velocidad de rotación. b) Característica potencia  –  velocidad de rotación.

La dinámica de estos sistemas es lenta comparada con la que se obtiene de los sistemas de control de convertidores, ya que se ven incluidos sistemas mecánicos. En general la velocidad con la cual se ajusta el ángulo de paso durante un régimen de operación normal fluctúa entre 5 °/s y 10 °/s [22]. En la mayoría de los casos este sistema tiene capacidad de operar en un rango que va desde igual a 0° hasta ángulos cercanos a los 30°. Es decir, con ángulos positivos para efectuar el control de paso. Tradicionalmente el control del ángulo de paso es realizado de la forma mostrada en la Figura 7-3 a). Otras variantes para efectuar este control se muestran en la Figura 7-3 b) y c) [22].

39 En la Figura 7-4 puede verse cómo la característica del coeficiente de potencia en función de la razón de velocidad de punta (λ ), la cual se establece mediante la siguiente ecuación: Donde:

   ∗ 

  es la velocidad angular del rotor en el eje de baja velocidad.  es el radio del plano de la turbina eólica.  es la velocidad del viento.

La razón de velocidad de punta varía al ser parametrizada según distintos valores de β. Estos cambios son proporcionales a los producidos en la curva de potencia del aerogenerador [23].

Fig. 7-3 Estrategias de control del ángulo de paso de acuerdo a: a) Velocidad de rotación de generador, b) Velocidad de viento y, c) Potencia generador.

40





Fig. 7-4 Curva Coeficiente de potencia vs  parametrizada con distintos valores de .

7.4

Convertidores

Gracias al desarrollo de la electrónica de potencia, los dispositivos de conversión han experimentado cuantiosos cambios, conforme su tecnología ha permitido una mayor flexibilidad en su funcionamiento y un mejor control. Si bien la configuración más usada en aerogeneradores con generador doblemente alimentado de altos valores de potencia nominal corresponde a un back-to-back con modulación por ancho de pulso (PWM), en esta sección también se describen configuraciones de menor complejidad desarrolladas con anterioridad y otras cuyo diseño es más reciente. 7.4.1 Dispositivo Kramer Estático Consiste en un puente rectificador trifásico conectado al rotor basado en diodos y un circuito inversor conectado a la red basado en tiristores de conmutación natural, los cuales se unen a través de un enlace de corriente continua (DC-link) [24]. Su topología básica se muestra en la Figura 7-5 [25], en la que se considera un inversor basado en un convertidor de corriente (CSC, current source converter) y un enlace de corriente continua constituido  por una inductancia serie.

41

Fig. 7-5 Configuración dispositivo Kramer Estático.

Esta configuración es una de las primeras implementadas para devolver a la red la  potencia generada por los devanados del rotor, pero permite un control de velocidad sólo considerando el modo de operación supersíncrono, al no ser posible contar con un flujo de  potencia bidireccional entre la red y el rotor. El control de las corrientes del rotor se logra variando el ángulo de disparo de los tiristores utilizados en el inversor, consiguiendo de esta manera control sobre la velocidad y torque de la máquina. Algunas desventajas importantes que posee esta configuración son: requerimientos de potencia reactiva de gran variabilidad, la máquina es susceptible a fallas en la conmutación de los inversores, el puente de diodos causa pulsaciones del torque ejercido  por el generador de 6 veces la frecuencia de la tensión del rotor, entre otras [26]. Su desempeño puede ser mejorado utilizando tiristores de conmutación forzada. 7.4.2 Dispositivo Scherbius Estático Este dispositivo, a diferencia de la configuración de Kramer Estática, permite un flujo de potencia bidireccional al contar en su topología básica con tiristores en los circuitos de ambos convertidores [26]. Además posibilita no sólo controlar la magnitud de las corrientes rotóricas, sino también proporciona control de la fase de éstas. Con esto se logra que la operación del aerogenerador abarque un rango de velocidades de operación más amplio, mejorando la eficiencia del sistema, y permitiendo ajustar el factor de potencia según se requiera. Si se utilizan convertidores de voltaje (VSC, voltaje source converter) la tensión del enlace continuo no se invierte, a diferencia de la tensión en el enlace de corriente continua al utilizar CSC, donde la corriente continua del enlace cambia su sentido y se hace necesario contar con dispositivos semiconductores en anti paralelo para admitir un flujo de potencia en ambos sentidos [27]. Un comportamiento similar al del esquema AC/DC/AC con tiristores se puede obtener a través de la implementación de ciclo-convertidores, los cuales cuentan con una sola etapa de conversión. El control se logra ajustando el ángulo de disparo de los tiristores.

42 Sin embargo, el actual desarrollo de los equipos semiconductores ha permitido la aplicación de dispositivos con un control más flexible. La configuración más utilizada es la mostrada en la Figura 7-6, con dos puentes de transistores de potencia (IGBT en este caso) para su funcionamiento como VSCs en disposición back-to-back, unidos por un enlace continuo.

Fig. 7-6 Configuración Dispositivo Scherbius Estático.

En estas topologías, tanto el convertidor conectado al rotor como el convertidor conectado a la red, operan como rectificador e inversor, lo cual está sujeto a si el generador se encuentra en modo de operación subsíncrono o supersíncrono, es decir, absorbiendo o inyectando potencia activa de la red. Un control relativamente sencillo de las corrientes del lado de corriente alterna de los convertidores se logra mediante el uso de convertidores de onda rectangular, controlando sólo la frecuencia de la componente sinusoidal fundamental de la señal. Pero su operación genera armónicos de tercer, quinto y séptimo orden. En grandes generadores el control de corriente del lado alterno de los convertidores se suele realizar mediante una modulación por ancho de pulso (PWM, Pulse Width Modulation) sinusoidal. Con este método se logra control de la amplitud, fase y frecuencia de la corriente gracias a la modificación del ciclo de trabajo de la señal portadora, la cual debe tener al menos una frecuencia superior a 10 veces la frecuencia de la señal moduladora [27]. La frecuencia de la señal portadora puede variar en un rango comprendido entre el orden de los 100 Hz y el orden de los 20 kHz, el que depende del tipo de interruptor de electrónica de potencia utilizado. La presencia de esta señal portadora elimina los armónicos de frecuencias cercanas a la frecuencia de la señal moduladora, presentes en convertidores de onda rectangular, inyectando armónicos sólo de alta frecuencia. Estos últimos pueden ser fácilmente reducidos con la incorporación de un filtro inductivo en la salida del convertidor. Las distorsiones en la corriente debido a la frecuencia portadora aumentan las  pérdidas óhmicas en los devanados de la máquina; a su vez que los armónicos de voltaje

43 incrementan las pérdidas presentes en el núcleo magnético, ocasionando un aumento en la temperatura de operación de este tipo de convertidores. Ambos convertidores, suelen ser dimensionados para operar hasta un valor cercano al 30% de la potencia nominal del estator del generador, que corresponde a la potencia de deslizamiento para la cual es diseñada la máquina; es decir, la potencia activa que circula entre el rotor y la red. De esta forma, se obtiene un amplio rango de velocidades de operación sin que sea necesario el uso de convertidores de mayor tamaño y costo, como en el caso de aerogeneradores cuyo estator no se encuentra conectado directamente a la red. 7.4.3 Convertidor matricial El convertidor matricial [28] es un tipo de convertidor que a diferencia de los convertidores ya vistos posee sólo dos etapas de conversión eliminando la etapa de corriente continua, es decir, es un convertidor AC/AC. Entre sus principales características se pueden mencionar su capacidad de operación en cuatro cuadrantes con un factor de potencia unitario, al igual que el dispositivo Scherbius estático, pero sin necesidad de contar con un enlace de corriente directa. Debido a esto, en el convertidor existen sólo ondas sinusoidales con armónicos de alta frecuencia. La eliminación de una etapa de corriente directa del convertidor permite bajar costos en su construcción debido a que no se necesitan componentes que almacenen energía de grandes dimensiones, reduciendo también su tamaño. Uno de los problemas más importantes presentes en los convertidores matriciales, y que han impedido una participación a nivel industrial en aerogeneradores con DFIG, es el hecho de contar con un proceso de conmutación muy sensible, con probabilidades no menores de presenciar fallas de conmutación en sus elementos interruptores, requiriendo de complejos sistemas de control. En la Figura 7-7 se observa una configuración de convertidor matricial, la cual es  propuesta en [29]. En [30] y [31] se estudian y proponen esquemas y métodos de control  para este tipo de convertidores. Al igual que en [32] donde se propone el control de convertidores matriciales capaces de mantener una tensión continua variable entre las dos etapas, simulando la existencia de un enlace de corriente continua.

44

Fig. 7-7 Configuración con convertidor matricial [29].

Algunas desventajas de las configuraciones back-to-back con respecto a las que cuentan con convertidores matriciales son: 





Poseen mayores pérdidas por conmutación, debido a la presencia de una tercera etapa. Poseen una estructura de mayor tamaño al necesitar de un enlace de corriente continua. La existencia de un capacitor o inductor de gran magnitud en el enlace de corriente continua disminuye la vida útil y confiabilidad del sistema, aumentando los costos de mantenimiento.

7.4.4 Convertidor PWM conectado al rotor En aerogeneradores con DFIG bajo una configuración back-to-back con convertidores controlados mediante PWM, el objetivo del convertidor conectado al rotor (RSC) de la máquina es controlar la amplitud, fase y frecuencia de las corrientes del rotor. Gracias a esto se obtiene control de: 

Velocidad del rotor.



Potencia activa en bornes de estator.

Potencia reactiva en bornes de estator. Esto se logra mediante la utilización de un marco de referencia móvil, obteniendo un desacople de las corrientes en dos coordenadas. 

45 Los bloques involucrados en la obtención de la corriente de referencia para el control de velocidad y potencia pueden variar, dependiendo de los sistemas de medida incluidos en el aerogenerador y del método de máxima extracción de potencia considerado.

Fig. 7-8 Bloques de control para obtención de corrientes de referencia del rotor.

Algunas de las formas más comunes se presentan en la Figura 7-8, donde en a) se considera un primer bloque que tiene como señal de entrada la velocidad del viento filtrada,  para posteriormente obtener una señal de referencia para la velocidad de giro del rotor del generador, la que es usada para la obtención de la potencia de referencia, con la que finalmente se genera la corriente de referencia para la componente q del rotor (la relación de cada componente con la potencia activa y reactiva depende de la orientación del marco de referencia utilizado). Por otro lado, en la Figura 7-8 b), la señal medida es la potencia activa inyectada a la red desde el estator, para obtener a través de esta la velocidad de referencia del rotor y continuar con los mismos bloques mencionados para el esquema de la Figura 7-8 a). La Figura 7-8 c) muestra el caso en que se cuenta directamente con la velocidad de rotación del rotor del generador, generando a través de una lookup table la  potencia activa de referencia de estator. También existen esquemas que regulan directamente la velocidad del rotor y que por ende omiten la etapa de regulación de potencia  para obtener la corriente de referencia. La corriente de referencia obtenida del proceso recién descrito es usada para determinar los índices de modulación del convertidor conectado al rotor, y de esta manera generar la corriente necesaria para la operación deseada de la máquina. La corriente puede ser obtenida a través de un controlador PI como se muestra en la Figura 7-8 o puede ser calculada con una expresión analítica que depende de las simplificaciones que se hagan del modelo. La potencia reactiva inyectada o absorbida en bornes de estator es controlada con la componente d de la corriente trifásica del rotor. La implementación de un controlador PI como el de la Figura 7-9 es suficiente para el cumplimiento de tal objetivo.

46

Fig. 7-9 Bloque control de reactivos de R.S.C.

7.4.5 Convertidor PWM conectado a la red Considerando un aerogenerador DFIG de topología back-to-back con convertidores controlados mediante PWM, el principal objetivo del convertidor conectado a la red (GSC) es mantener el voltaje del enlace de corriente continua independientemente del sentido y la magnitud de la potencia activa del rotor [33]. Esto se logra mediante el control de la  potencia activa que fluye a través del convertidor, dejando en la mayoría de los casos la referencia de potencia reactiva de este convertidor nula o fija en algún otro valor (es posible incluir control de reactivos). 7.5

Métodos de control

Para el control de corriente de los convertidores usados en configuraciones back-to back la estrategia más usada es el control vectorial de flujo orientado; es decir, se supone un marco de referencia rotatorio específico, el cual permite desacoplar el control de par de la máquina y del flujo magnetizante de ésta. A través de la transformación de Park [34] se  pasa de un vector de corriente trifásico de tres dimensiones a un vector de dos dimensiones de ejes de coordenadas d q, en caso de considerar un sistema trifásico equilibrado, para ser controlado a través del controlador que se proponga. Este marco rotatorio puede ser alineado a distintas referencias: en la Figura 7-10 a) se observa un marco de referencia orientado al flujo magnético de estator (SFOF, stator flux oriented frame) y en la Figura 7-10 b) un marco de referencia orientado a la tensión de estator (SVOF, stator voltage oriented frame). En el primero, el eje d es alineado con el vector de flujo magnético de estator, mientras que en el segundo es alineado con el vector de tensión del estator. Este también puede interpretarse como un marco de referencia orientado a un vector adelantado 90° de un flujo magnético virtual de la red. En [35] se estudia y comprara la respuesta transitoria y de estado estacionario de un DFIG usando SVOF y SFOF. De este documento se puede rescatar que la obtención del ángulo de posición de la tensión para efectuar el control basado en SVOF es más simple que la obtención del ángulo de posición del flujo para ejercer control mediante SFOF, ya que el ángulo del vector tensión del estator puede ser calculado a través de operaciones simples de las medidas de tensión hechas en el marco de referencia estático, mientras que  para la estimación del ángulo del vector de flujo magnético es necesaria una etapa de integral la cual generalmente lleva a un error mayor. Sin embargo, una manera más sencilla de estimar la posición de este último puede ser realizada sumando -90° al vector de tensión medido. El desempeño obtenido en este estudio por ambos marcos de referencia no muestra diferencias significativas.

47

Fig. 7-10 Vectores tensión y flujo de estator en distintos marcos de referencia: a) SFOF b) SVOF c) GFOF.  representa el flujo magnético virtual de la red y  el flujo magnético del estator.





En [36] se realiza una comparación entre SFOF y un sistema de referencia orientado al flujo magnético de la red (GFOF, grid flux oriented frame), en la que se concluye que al utilizar GFOF la estabilidad del sistema no depende de la componente d de la corriente del rotor. Esto implica que bajo este marco de referencia se puede magnetizar la máquina con corrientes rotóricas en el rango que se estime conveniente dentro de las limitaciones de diseño, permitiendo obtener un amplio control de reactivos sin afectar de manera significativa la estabilidad de ésta; esta característica no se tiene bajo la implementación de un marco SFOF. En GFOF el flujo magnético de la red se alinea con el eje d, por lo que los voltajes de red y de estator quedan alineados con el eje q. En caso de considerar una resistencia de estator de valor muy pequeño, se puede decir que SFOF y GFOF son equivalentes, al ser casi perpendicular el vector de flujo magnético de estator con respecto al vector de tensión del estator. Si la componente principal de la tensión de estator y la componente principal del flujo de estator se encuentran en los ejes q y d, respectivamente, entonces se tiene que el control indirecto de potencia activa y reactiva puede ser efectuado al controlar la componente q y d de la corriente de rotor, respectivamente [33] [36] [37]. En el caso del GSC, se suele privilegiar un marco de referencia alineado con la tensión de la red en el eje d. Esto hace que, a diferencia de lo usual en el RSC, el control de potencia activa y reactiva se realice a través del control de las componentes de corriente de la salida alterna del GSC en los ejes d y q, respectivamente [33] [36] [37]. 7.6

Seguimiento del punto de extracción de máxima potencia (MPPT)

Uno de los objetivos de mayor relevancia en el control de potencia activa es la capacidad de generar la mayor cantidad de potencia posible para todas las velocidades de viento disponibles. El proceso de seguimiento del punto de operación de extracción de

48 máxima potencia es conocido por las siglas MPPT (Maximum Power Point Tracking), el cual se suele implementar en la Región I de la curva de operación del aerogenerador. Para operar en el punto óptimo, bajo cualquier régimen de viento, se actúa directamente sobre la velocidad de rotación del rotor o indirectamente a través de la regulación de potencia activa del generador, suponiendo que el ángulo de paso para bajas velocidades de viento es por defecto el ángulo óptimo. El punto óptimo,  , está dado por la razón de velocidad de punta óptima, , y el ángulo óptimo, . El ángulo de paso óptimo es generalmente cero, por lo que en la Región I se opera con ángulo de paso fijo, sin perjuicio de una operación eficiente. La curva de potencia ideal está dada por los puntos máximos de cada una de las curvas de potencia vs velocidad de rotación, parametrizadas según la velocidad del viento y considerando . Ésta se muestra en la Figura 7-11.







  

Fig. 7-11 Curva de potencia óptima

En una opción, como en [40] que considera una lookup table, donde se toma como variable de entrada la potencia activa inyectada a la red, y este valor se asocia a la velocidad de rotación del rotor que se debería tener para generar esa cantidad de potencia. La respuesta dinámica de este sistema se ve afectada por la rapidez con que es presentada la referencia de velocidad y por la forma en que es ingresada la información de la potencia de salida en la lookup table para generar esta referencia. Además, la frecuencia de muestreo de la potencia tiene una gran influencia en la amortiguación de oscilaciones. En [41] se mide la potencia activa generada, pero se calcula la variación de la velocidad de rotación suponiendo una relación proporcional entre este cambio y la variación de potencia, en donde el valor de la constante de proporcionalidad depende de la velocidad del viento. Es decir, no es crítico contar con mediciones de viento muy exactas, ya que éstas no actúan directamente en el proceso de control. Ante velocidades de viento  bajas, el coeficiente proporcional toma valores mayores que privilegian una respuesta rápida, sin embargo, en etapas de velocidades de viento altas, la constante es menor para  prevenir el origen de oscilaciones en la potencia. Otras alternativas toman como datos de entrada la velocidad de rotación del rotor y entregan como referencia la potencia que se debiese estar generando a esa velocidad [39].

49 7.7

Sistemas de control

7.7.1 Control RSC Los esquemas generales de control del convertidor conectado al rotor son los que se observan en las Figura 7-12 y la Figura 7-13, correspondientes al aerogenerador con control del ángulo de paso y al aerogenerador con ángulo de paso fijo, respectivamente.

Fig. 7-12 Esquema general modelo implementado de aerogenerador con DFIG con limitación de potencia por control de ángulo de paso.

La primera etapa consiste en traspasar las corrientes del rotor a un eje de coordenadas dq alineado con el flujo de estator (SFOF); de esta forma, como ya se ha mencionado antes, se desacopla el control de potencia activa y reactiva. Según este marco de referencia, el flujo de estator en el eje en cuadratura es nulo [35] [39] [42] [43], es decir:

     0

Por lo que, despreciando la resistencia del rotor, la tensión del estator en el eje directo queda:



  0   

Donde  es la tensión de fase-fase de estator. Con esto las potencias del estator se  pueden escribir como [42]:

50

   ∗     ∗ 

Fig. 7-13 Esquema general modelo implementado de aerogenerador con DFIG con limitación de potencia por pérdida aerodinámica asistida por control de velocidad.

La segunda etapa del bloque de control del RSC es la regulación de potencia, tanto activa como reactiva, a través de controladores PI. La regulación de potencia reactiva en este modelo puede llevarse a cabo bajo dos esquemas: regulación directa de los reactivos inyectados o absorbidos a la red, o regulación de voltaje. Estos bloques requieren que se ingrese el valor de referencia de potencia reactiva y el valor de referencia de voltaje para compararlos con los valores de potencia reactiva y voltaje en bornes instantáneos, respectivamente. De ambos controladores lo que se obtiene es la referencia para la corriente del rotor en el eje directo. Durante las simulaciones se usa la opción de regulación directa de reactivos con una referencia nula. En el caso de la regulación de potencia activa, el sistema de control implementado en cada aerogenerador difiere en el esquema MPPT considerado y en la estrategia de limitación de potencia (con o sin control sobre el ángulo de paso de las aspas). Los diagramas de control correspondientes se muestran en la Figura 7-14. En ambos casos, para velocidades de viento por debajo de la velocidad de viento nominal, la estrategia es operar ejerciendo un seguimiento del punto de extracción de máxima potencia. Para velocidades de viento superiores a la velocidad de viento nominal se busca mantener un nivel de generación constante y una velocidad de rotación del rotor dentro de rangos aceptables.

51

Fig. 7-14 Diagramas de control. a) Regulador potencia activa (aerogenerador con control de ángulo de paso). b) Regulador velocidad/potencia activa (aerogenerador sin control del ángulo de paso).

Después de la etapa de regulación de potencia las referencias de las corrientes del eje directo y en cuadratura pasan a través de un bloque que asegura que la magnitud de la corriente de referencia fasorial no sobrepasa los límites de tolerancia de corriente instantánea de la máquina. Es posible elegir si el aerogenerador debe priorizar la corriente directa, es decir, el control de reactivos, o la corriente en cuadratura del rotor, lo que implicaría darle prioridad al control de potencia activa. Cualquiera sea la opción establecida, la referencia de la corriente que se prioriza mantiene su valor, siempre y cuando éste no sea mayor que la magnitud de corriente máxima que puede soportar el rotor, caso en el cual la referencia de esta corriente se ajusta al valor máximo. Cuando la magnitud del fasor de la corriente de referencia es menor al límite de la corriente en el rotor, las referencias de corriente en ambos ejes se mantienen inalteradas, pero cuando es mayor, la referencia de la corriente con prioridad se mantiene y la referencia de corriente en el otro eje se ajusta de forma tal que la magnitud de la corriente total sea igual al máximo. Una vez obtenidas las referencias de corriente del rotor, un segundo controlador PI, en cascada con los de regulación de potencia, actúa para establecer las corrientes rotóricas en los valores requeridos. Este bloque de regulación de corrientes actúa sobre el índice de modulación del RSC, con el cual se puede establecer la tensión en el lado alterno de este convertidor y de esta forma obtener la corriente solicitada. 7.7.2 Control GSC El esquema general de control del convertidor conectado en el lado de la red se observa en la Figura 7-12 y en la Figura 7-13. De igual manera que en el bloque de control del RSC, las mediciones necesarias de tensiones y corrientes que en este caso corresponden al lado alterno del GSC, son traspasadas a un eje de referencia rotatorio en coordenadas dq. Para este sistema de control se alinea el eje de coordenadas dq con la tensión de estator de la máquina (SVOF), obteniendo [35]:

  

52

  0 

Donde  es la ensión fase-fase del lado alterno del GSC. Tomando en cuenta este eje de referencia las potencias activa y reactiva del GSC se pueden reescribir como:

   ∗     ∗ 

En donde queda en evidencia que la potencia activa del GSC depende de su corriente en el eje directo y que la potencia reactiva del mismo depende de su corriente en el eje en cuadratura. En el modelo implementado no se considera el control de reactivos a través del convertidor conectado al lado de la red, por lo que se ingresa directamente la corriente de referencia deseada en el eje en cuadratura, para la que se usa un valor nulo. Por su parte, la corriente de referencia del eje directo se obtiene del bloque de regulación de tensión continua. En este bloque se compara la tensión instantánea del enlace de corriente continua con la tensión de referencia, igual a la tensión nominal del enlace, y se utiliza un controlador PI para determinar la corriente de referencia. De igual manera que en el control del RSC, las corrientes de referencia pasan a través de un bloque que limita la magnitud del fasor corriente y permite priorizar la corriente del eje que se desee. En la simulación realizada en este trabajo se da prioridad a la corriente en el eje directo, es decir, a la mantención de un nivel de tensión constante en el enlace de corriente continua. Una vez obtenidas las referencias de corriente definitivas, actúa un controlador PI que se encarga de establecer las corrientes del GSC en los valores requeridos. Este bloque de regulación de corrientes actúa sobre el índice de modulación del GSC, con el cual se  puede establecer la tensión en el lado alterno de este convertidor y de esta forma obtener la corriente solicitada.

53

SIMULACIÓN DE FALLAS En el presente capítulo se analiza la respuesta del sistema interconectado central a la integración de un parque eólico compuesto por DFIG. Se toma a modo de ejemplo el parque eólico Punta Palmeras ubicado en la región de Coquimbo. 8.1

Parque eólico Punta Palmeras

El parque eólico Punta palmeras es propiedad de Acciona Energía Chile S.A. El  parque está dotado de 15 aerogeneradores de 3 MW y es el primero de la compañía en el  país. Este parque producirá anualmente energía limpia equivalente al consumo de más de 60.000 hogares chilenos. El parque de 45 MW de potencia total se encuentra ubicado en la comuna de Canela, región de Coquimbo. Las obras se iniciaron en noviembre de 2013 y el parque fue inaugurado en Enero de 2015. La producción eléctrica del parque eólico (unos 124 millones de kilowatts hora anuales) se inyectará a la red en la subestación de Las Palmas, de 220 kV, del sistema interconectado central. Este parque genera en 12 [kV], los aerogeneradores se conectan mediante 3 alimentadores a una barra colectora, la que luego se conecta con el transformador de 12/220 [kV] y 50 [MVA] de potencia. Esto se aprecia en la figura 8-1.

Fig. 8-1 Esquema unilineal del Parque Eólico Punta Palmeras.

54 Para la simulación del parque eólico se utilizó el software Power Factory de DigSilent donde se hizo correr la base de datos proporcionada por CDEC-SIC, en la figura 8-2 se aprecia un fragmento del sistema.

Fig. 8-2 Diagrama unilineal DigSilent Subestación Punta Palmeras en el SIC.

55 8.1.1 Datos técnicos de los equipos 

Datos de los aerogeneradores: En la tabla 8-1 se aprecian los datos técnicos de los aerogeneradores utilizados en el parque eólico tomado como ejemplo. Tabla 8-1 Datos técnicos de aerogeneradores Parque Eólico Punta Palmeras [44].

Datos Cantidad de unidades del  parque Modelo Fabricante Tipo de generador

15

AW109/3000 IECIIa [50Hz] Acciona Windpower S.A. Máquina asíncrona Doblemente alimentada Tipo de máquina (DFIG) Voltaje nominal 12 kV Potencia aparente nominal 3599 kVA Potencia activa nominal 3000 kW Frecuencia nominal 50 Hz Secuencia cero R0 0,01 p.u. Secuencia cero X0 0,1 p.u. Resistencia estator Rs 0,01118 p.u. Reactancia mag. Xm 3,18658 p.u. Reactancia estator Xs 0,20744 p.u. Resistencia rotor RrA 0,011422 p.u. Reactancia estator XrA 0,110718 p.u. Corriente de rotor bloqueado 2,25 p.u. R/X de rotor bloqueado 0,053904 p.u. 

8.2

Datos técnicos del generador de poder: En la tabla 8-2 se aprecian los datos técnicos del transformador de potencia utilizado en el parque eólico tomado como ejemplo. Simulación de fallas

Para la simulación de las fallas en el sistema interconectado central, sector Coquimbo se establecieron tres tiempos: 





: Tiempo de inicio de falla = 0,01 [s]. : Tiempo de despeje de falla = 0,03 [s]. : Tiempo total de simulación = 0,05 [s].

56 Tabla 8-2 Datos técnicos del transformador de poder Parque Eólico Punta Palmeras [44].

Datos Tipo de transformador Potencia nominal Tensión Tipo de conexión R1 X1 R0 X0 Corriente en vacío Pérdidas en vacío Cambiador de Tap Taps

2 enrollados 50 MVA 220/12 kV YNd11 0,00392 p.u. 0,1197358 p.u. 0,0 p.u. 0,06 p.u. 0,08 % 23,5 kW (a 100% de voltaje primario; 220/12 kV) Lado AT ± 10 x 1,25 % (bajo carga)

Al momento de correr la simulación del sistema en DigSilent, los valores nominales en la SS.EE. Las Palmas son: 



  0,11[]   220 []

Se configuran distintas fallas en el software para estudiar la reacción del sistema frente a diferentes contingencias posibles que pudieran ocurrir. Las fallas se simulan dos veces, primero sin el parque eólico conectado y luego con el parque conectado. Esto para  poder realizar la comparación de la variación porcentual de las corrientes en estado de falla de cortocircuito monofásico a tierra y cortocircuito trifásico. Se establecen cinco SS.EE. para realizar las fallas, se tiene la barra del parque Punta Palmeras, la SS.EE. Las Palmas, la cual se ubica a 6,4 [km] del parque eólico, luego la SS.EE. Pan de Azúcar, conectada por medio de un circuito doble con Las Palmas y está ubicada a 168,4 [km] del parque eólico. También se utiliza la SS.EE. Los Vilos, también conectada por medio de un circuito doble con Las Palmas y ubicada a 84,5 [km] del parque. Por último se utiliza la SS.EE. Nogales, ubicada a 186,5 [km] de la barra del parque. Los resultados de las simulaciones se detallan en las tablas 8-3 y 8-4 según la barra, falla, incorporación del parque y variación porcentual de la corriente. De las tablas 8-3 y 8-4 se aprecia que la variación porcentual de las corrientes de cortocircuito en su mayoría no superan el 2%, sólo en la SS.EE. Las Palmas se registra una variación mayor, debido a la cercanía con el parque. Estos porcentajes no son influyentes en el sistema, por lo tanto, un parque eólico tipo como el Punta Palmeras no afecta de forma importante en condición de falla. Cabe señalar que aunque los porcentajes sean bajos, igual se deben analizar las capacidades de ruptura de los equipos que puedan estar expuestos,

57 esto para verificar que se encuentren dentro de un rango de seguridad y no acortar su vida útil. Tabla 8-3 Corriente de cortocircuito simétrica inicial Ikss [kA].

Cortocircuito 1f-t Con Sin central central Punta Palmeras. Las Palmas ubicada a 6,4 [km]. Pan de Azúcar ubicada a 168,4[km]. Los Vilos ubicada a 84,5[km].  Nogales ubicada a 186,5[km].

8.3

Cortocircuito 3f Sin Con central central

Variación % Falla Falla 1f-t 3f

---

6,60

---

5,85

---

---

7,22

7,76

6,22

6,49

7,48

4,34

6,63

6,68

5,93

6,00

0,75

1,18

7,55

7,66

9,15

9,32

1,46

1,86

21,36

21,39

29,72

29,80

0,14

0,27

Simulación de coordinación

En esta sección se ve la simulación de la coordinación de las protecciones de las  barras afectadas por la integración del parque eólico Punta Palmeras y se verifica su óptimo funcionamiento. Se revisan los alcances de las zonas de las unidades de distancia y de sobrecorriente residual direccional de las SS.EE.: Pan de azúcar, Arrayán, Cururos, Las Palmas, Los Vilos y Punta Palmeras. La simulación se realiza estableciendo fallas monofásicas a tierra y trifásicas al 5% y al 95% de la línea, con lo cual se obtendrán los tiempos de operación de cada relé de interés y con la correspondiente corriente de falla. Los resultados de estas simulaciones se aprecian en la tabla 8-5, la cual corresponde a las fallas en la línea que une el parque eólico Punta Palmeras con el Sistema Interconectado Central.

58 Tabla 8-4 Corriente de cortocircuito máxima instantánea Ip [kA].

Cortocircuito 1f-t Con Sin central central Punta Palmeras. Las Palmas ubicada a 6,4 [km]. Pan de Azúcar ubicada a 168,4[km]. Los Vilos ubicada a 84,5[km].  Nogales ubicada a 186,5[km].

Cortocircuito 3f Variación % Sin Con Falla Falla central central 1f-t 3f

---

14,56

---

12,85

---

---

15,87

17,17

13,68

14,36

8,19

4,97

14,50

14,64

12,97

13,14

1,17

1,31

16,95

17,23

20,54

20,97

1,65

2,09

52,85

52,91

73,54

0,11

0,24

73,72

Tabla 8-5 Protecciones con falla en línea Las Palmas  –  Punta Palmeras.

Las Palmas  –  Punta Palmeras Punta Palmeras –  Las Palmas Los Vilos –  Las Palmas L1

Línea fallada Las Palmas –  Punta Palmeras Falla 3f Falla 3f Falla 1f Falla 1f al 5% al 95% al 5% al 95% Corriente 6,71 6 5,14 4,66 Tiempo de 67N ----0,37 0,37 operación relés 21 / 21N 0,02 0,31 0,02 0,31 [s] Corriente 0,29 0,29 1,22 1,32 Tiempo de operación relés 21 / 21N 0,31 0,02 0,31 0,02 [s] Corriente 1,62 1,45 1,22 1,12 Tiempo de operación relés 21 / 21N 0,61 0,61 0,61 0,61 [s]

  

59

Corriente Las Palmas Tiempo de  –  Los Vilos operación relés L1 [s] Corriente Los Vilos –  Tiempo de Las Palmas operación relés L2 [s] Corriente Las Palmas Tiempo de  –  Los Vilos operación relés L2 [s] Corriente Las Palmas Tiempo de - Cururos operación relés [s] Corriente Cururos –  Tiempo de Las Palmas operación relés [s] Corriente Pan de Tiempo de Azúcar operación relés Cururos [s]



1,63

1,46

1,23

1,13

21 / 21N

3,01

3,01

3,01

3,01



1,62

1,45

1,22

1,12

21 / 21N

0,61

0,61

0,61

0,61



1,63

1,46

1,23

1,13

21 / 21N

3,01

3,01

3,01

3,01

67N

1,42 ---

1,28 ---

1,3 ---

1,16 ---

21 / 21N

3,03

3,03

3,03

3,03

67N

0,7 ---

0,62 ---

0,61 1,092

0,55 1,213



67N

1,21 0,68 ---

1,21 0,61 ---

1,21 0,6 1,79

1,21 0,53 2,088

21 / 21N

1,52

1,52

1,52

1,52

 

21 / 21N

60

ANÁLISIS DE COSTOS DE EQUIPOS DE PROTECCIÓN En el presente capítulo se realiza un análisis comparativo entre los equipos de  protección que se deben implementar en los parques de generación eólica. Cabe señalar que los equipos expuestos deben ser tomados sólo como sugerencia. 9.1

Equipos de protección

Para los elementos que se deben proteger se realiza una breve comparación entre equipos de protección schweitzer electric laboratorios (SEL) y SIEMENS, las cuales cumplen con los requerimientos especificados. La protecciones utilizadas para el análisis son las siguientes: 

Protecciones diferenciales de línea: SEL-311L (SEL) y SIPROTEC 7SD52/53 (SIEMENS). Estos equipos de protección son relés diferenciales de corriente de línea con respaldo integral de distancia de cuatro zonas para una protección de línea de alta velocidad y fácil de usar. Además de las funciones de protección de cortocircuito, ambos equipos disponen de más funciones de protección, tales como, protección de sobrecarga térmica que  protege particularmente los cables y transformadores de potencia contra una elevación de temperatura excesiva por sobrecarga. También se ha previsto una función de protección con varios escalones de sobretensión y subtensión como también protección de frecuencia, protección contra fallo del interruptor, protección contra oscilaciones de potencia. En el equipo SIEMENS se ve una diferencia, la cual es que una rápida detección del lugar de la falta en la línea, después de un cortocircuito, se dispone de un localizador de faltas múltiple integrado, en el que pueden ser compensadas también las influencias de las líneas paralelas y de la resistencia de falta durante el flujo de carga presente.



Protecciones de distancia: SEL-321 (SEL) y SIPROTEC 7SA6 (SIEMENS). Estos equipos cuentan con cuatro zonas de elementos de fase y tierra mho más cuatro elementos cuadrilaterales de distancia a tierra, cada uno reversible, con temporizadores de fase y de tierra independientes para una protección completa de distancia. Además de las funciones de protección de cortocircuito, ambos equipos disponen de más funciones de protección tales como detección de fallas a tierra, protección de sobre- y subtensión, protección de frecuencia con escalones, protección de fallo del interruptor, protección contra las oscilaciones de potencia, como también

61  protección de sobrecarga térmica, para los elementos de la subestación (especialmente cables) contra calentamientos inadmisibles por sobrecarga. En el equipo SIEMENS se ve una diferencia, la cual es que para una rápida detección del lugar del fallo en la línea, después de un cortocircuito, se dispone de un localizador de faltas integrado, que permite la compensación en caso de las líneas  paralelas. 

Protecciones de transformador: SEL-787 (SEL) y SIPROTEC 7UT6x (SIEMENS): Estos equipos cuentan con protección diferencial de corriente de dos devanados, sobrecorriente y falla de interruptor. La protección diferencial de dos devanados de  pendiente dual cuenta con elementos de fase, secuencia negativa, residual y neutral  para protección de respaldo. La principal diferencia detectada entre los equipos es que el equipo SEL es exclusivamente protección de transformador y el equipo SIEMENS tiene  protecciones diferenciales para transformador, motor, generador, línea, barras, etc.

9.2

Costo de equipos

Para este caso no se considera pertinente realizar análisis económico ya que no se comparan ventajas y desventajas al momento de implementar el proyecto. Esto debido a que es completamente necesario instalar protecciones en estas instalaciones ya que de lo contrario se sortea la integridad de toda planta. Para el análisis de costos sólo se tomaron en cuenta los equipos SEL, esto debido a que en la comparación de los equipos no se ve una gran diferencia y se estima que la elección entre un equipo y otro se realiza sólo mediante un factor económico. El costo de los equipos SIEMENS no fue posible de obtener, por lo tanto se muestra el costo de los equipos SEL, estos se muestran a continuación en la tabla 9-1 y pueden variar según el distribuidor, pero son una buena referencia ya que son los establecidos por el fabricante. Por medio de estos precios se puede aproximar un costo mínimo de US$ 16,275. para los elementos de protección de un parque eólico, este número fue calculado tomando en cuenta sólo un equipo de cada uno. Claramente esto debe subir y por ende, el costo también. Tabla 9-1 Costos de equipos de protección.

Equipo Sistema de protección y automatización del diferencial de corriente de línea SEL-311L SEL-321 Relé de Distancia de Fase y Tierra Relé de protección de transformador SEL787

Precio US$ 5,000.US$ 6,825.US$ 2,950

62

CONCLUSIONES Para establecer esquemas de control y protecciones para parques de generación eólicos es estrictamente necesario conocer las normas vigentes respecto a estos parques,  para así basarse en ellas al momento de establecer variables y límites en los esquemas. Así se realiza el proyecto acorde a la realidad y normativa chilena. El análisis de las corrientes de cortocircuito es crucial ya que el comportamiento de los DFIG ante las fallas es distinto al comportamiento de otros aerogeneradores y también al de los generadores convencionales. Respecto a la investigación hecha, la respuesta de los DFIG a la estabilidad transitoria del sistema es positiva logrando una rápida recuperación de las variables importantes y manteniendo el flujo de potencia y la frecuencia de la red. La gran variedad de esquemas de control para DFIG existentes hacen de este un estudio de mayor complejidad al cual se le puede dar especial atención, estos esquemas son realmente importantes para mantener las variables relevantes y de interés dentro de una zona de operación acotada. El control de un DFIG es dependiente de la tensión y frecuencia que se le imponga al rotor. Por su parte, también es necesario un gran sistema de control capaz de resolver de  buena manera el funcionamiento de este en base a la interfaz de electrónica de potencia que se encuentra conectado al rotor, así el generador puede funcionar en sus dos modos subsincrónico y sobre-sincrónico. El buen uso de un controlador, como lo es el controlador PI, es muy efectivo para este tipo de problemas porque la diferencia del error con la señal de referencia  predeterminada es cercana a cero, con esto es más efectivo el control del rotor, elemento a regular en este tipo de generadores. El ocupar las transformadas de Clark y Park en este tipo de sistemas, beneficia el poder censar las variables necesarias para controlar y ejecutar el funcionamiento indicado del generador DFIG. El esquema de protección propuesto es el más utilizado y eficiente, ya que actúa frente a cualquier contingencia sin poner en riesgo los costosos equipos y la vida de las  personas. Los parámetros para configurar las protecciones varían dependiendo del contexto de cada parque eólico, por lo tanto, requiere un análisis particular en cada caso. Mediante simulación se logra establecer que la incorporación de un parque eólico con generadores DFIG no genera un problema en cuanto a las corrientes de falla y capacidades de ruptura de los equipos.

63

REFERENCIAS [1] [2] [3] [4] [5] [6] [7] [8] [9] [10] [11] [12] [13] [14] [15] [16] [17] [18] [19]

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