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. IMPACTO EN LA ESTABILIDAD DE UN SISTEMA DE POTENCIA AL
INTEGRAR GENERACIÓN DISTRIBUIDA
HORACIO ANTONIO TORRES RIASCOS
UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA DE PEREIRA FACULTAD DE INGENIERÍAS
PROGRAMA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA PEREIRA
2008
IMPACTO EN LA ESTABILIDAD DE UN SISTEMA DE POTENCIA AL
INTEGRAR GENERACIÓN DISTRIBUIDA
HORACIO ANTONIO TORRES RIASCOS
Proyecto de grado presentado como requisito parcial para optar al título de Ingeniero Electricista.
Director: Ph.D. Juan José Mora Flórez
UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA DE PEREIRA FACULTAD DE INGENIERÍAS
PROGRAMA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA PEREIRA
2008
Nota de aceptación
Firma del jurado
Firma del jurado
Pereira, 28 de julio de 2008
DEDICATORIA
TABLA DE CONTENIDO 1 FUENTES DE GENERACIÓN DISTRIBUIDA ................................................15
1.1 TURBINAS DE GAS .......................................................................................... 15 1.2 MICROTURBINAS............................................................................................. 17 1.3 MOTORES DE COMBUSTIÓN INTERNA ...................................................... 19 1.4 ENERGÍA EÓLICA............................................................................................. 21
1.4.1 Turbinas eólicas ........................................................................................... 23 1.4.2 Potencia extraída del viento ......................................................................... 24
1.5 ENERGÍA SOLAR FOTOVOLTAICA .............................................................. 27 1.5.1 Circuito eléctrico equivalente de una célula fotovoltaica ............................ 29
1.6 CÉLULAS DE COMBUSTIBLES...................................................................... 32 1.7 ENERGÍA MAREOMOTRIZ ............................................................................. 35
1.7.1 Conceptos fundamentales............................................................................. 35 1.7.2 Ventajas y desventajas ................................................................................. 37 1.7.3 Centrales mareomotrices en el mundo ......................................................... 37
2 CONCEPTOS BÁSICOS DE ESTABILIDAD EN UN SISTEMA ELÉCTRICO DE POTENCIA.......................................................................................................39
2.1 GENERACIÓN DISTRIBUIDA ......................................................................... 39 2.1.1 Conceptos y atributos de la generación distribuida. .................................... 39 2.1.2 Impacto de la generación distribuida en la operación de un sistema de potencia 40
2.2 ESTABILIDAD EN SISTEMAS DE POTENCIA ............................................. 41 2.2.1 Dinámica de los sistemas de potencia.......................................................... 41 2.2.2 Conceptos y métodos para el análisis de la estabilidad de un sistema de potencia. 42
2.3 Características y conexión de la generación distribuida con la red ..................... 47 2.3.1 Generación distribuida conectada directamente a la red.............................. 49 2.3.2 Generación distribuida indirectamente conectada a la red........................... 51
3 IMPACTO DE LA GENERACIÓN DISTRIBUIDA EN LA ESTABILIDAD DE UN SISTEMA ELÉCTRICO DE POTENCIA. ...............................................................54
3.1 PROBLEMAS GENERALES ............................................................................. 54 3.1.1 Sobrecargas .................................................................................................. 54 3.1.2 Disminución del tiempo disponible para despejar una falla ........................ 55 3.1.3 Variaciones inadmisibles en la frecuencia ................................................... 57 3.1.4 Disponibilidad de datos relevantes............................................................... 58 3.1.5 Modelos dinámicos de las tecnologías en generación distribuida ............... 59 3.1.6 Efecto de los generadores asíncronos o de inducción.................................. 60 3.1.7 Convertidores conmutados por la red .......................................................... 60 3.1.8 Efecto de los generadores síncronos ............................................................ 61 3.1.9 Disparo innecesario de protecciones............................................................ 63 3.1.10 Fallas no detectadas por las protecciones..................................................... 64
3.2 PROBLEMAS PARTICULARES....................................................................... 65
3.2.1 Generación por microturbinas a gas............................................................. 65 3.2.2 Generación con motores de combustión interna .......................................... 67 3.2.3 Generación eólica......................................................................................... 67 3.2.4 Generación a partir de células fotovoltaicas ................................................ 73 3.2.5 Generación a partir de células de combustible............................................. 74
4 Medidas para amortiguar los impactos de la generación distribuida sobre la estabilidad de los sistemas de potencia.................................................................75
4.1 Cuantificación de los niveles de sobrecarga debido a la integración generación distribuida......................................................................................................................... 75 4.2 Amortiguamiento de pequeñas oscilaciones del rotor ......................................... 79
4.2.1 Funcionamiento básico de un estabilizador de sistemas de potencia........... 80 4.2.2 Estabilizadores de sistemas de potencia delta-p-omega (basado en eP∆ y
ω∆ ) 80 4.2.3 Amortiguación de grandes perturbaciones del rotor .................................... 83 4.2.4 Deslastre de carga por frecuencia ................................................................ 83
4.3 Prevención del colapso de tensiones por la inserción de generación distribuida a base de máquinas de inducción........................................................................................ 86
4.3.1 Acciones para el control de tensiones .......................................................... 86 CONCLUSIONES ..................................................................................................90 5 BIBLIOGRAFÍA...............................................................................................93
ÌNDICE DE FIGURAS
Figura 1.1 Elementos constructivos del ciclo rankin g .....................................16 Figura 1.2 Diagramas P_S y T_S del ciclo Rankine ..........................................16 Figura 1.3: Conformación de una microturbina ................................................17 Figura 1.4.Los cuatro tiempos del motor de combusti ón interna. ..................20 Figura 1.5 Aerogenerador de velocidad variable con banco de condensadores para compensar reactivos. ......................................................22 Figura 1.7 Eficiencia de un aerogenerador ........................................................26 Figura 1.8 Efecto fotovoltaico, transforma la energ ía de los fotones en una diferencia de tensión en la juntura p-n ..............................................................28 Figura 1.9 Constitución básica de una célula fotovo ltaica ..............................28 Figura 1.10 Circuito eléctrico equivalente de un mo dulo fotovoltaico ...........29 Figura 1.11 Células fotovoltaicas forman un modulo y algunos módulos forman un arreglo ................................................................................................30 Figura 1.12 Diagrama de funcionamiento de una célul a de combustible .......32 Figura 2.1 Bola dentro de una superficie de inercia .........................................45 Figura 2.2 Diagrama esquemático de generación distr ibuida conectada directamente a la red ...........................................................................................49 Figura 2.3 Diagrama esquemático de la conexión de g eneración distribuida a la red a través de una caja de engranajes .........................................................50 Figura 2.4 Generación distribuida indirectamente co nectada a la red. ..........51 Figura 2.5 Generación distribuida indirectamente co nectada a la red. ..........52 Figura 2.6 Generador de inducción con convertidor e n el rotor .....................53 Figura 3.1 Curva p-v para un nodo hipotético ...................................................62 Figura 3.2 disparo innecesario del relé 1, en caso de una falla en el alimentador 2. .......................................................................................................63 Figura 3.3 la generación distribuida previene la co rrecta operación de la protección del alimentador. ................................................................................65 Figura 3.4 impacto de la temperatura ambiente en un a microturbina ............66 Figura 3.5 Hueco de tensión ...............................................................................68 Figura 3.6 Generador asíncrono directamente conecta do a la red .................69 Figura 3.7 Crowbar activo, formado por diodos y un IGBT..............................70 Figura 3.8 Aerogenerador asíncrono doblemente alime ntado ........................71 Figura 3.9 Aerogenerador síncrono con convertidor e n el estator .................72
ÍNDICE DE TABLAS
Tabla 1.1. Características de las microturbinas. ...............................................19 Tabla 1.2. Características de los motores de combus tión interna. .................21 Tabla 1.4. Característica de parques eólicos .....................................................27 Tabla 1.5 Características de la energía solar fotov oltaica ...............................31 Tabla 1.6 Característica de central mareomotriz ...............................................38
AGRADECIMIENTOS
10
INTRODUCCIÓN
Motivación de la tesis Desde hace unas décadas, el sistema eléctrico de distribución ha sufrido algunos cambios
en su configuración debido en parte a la inclusión de pequeñas unidades generadoras que
son normalmente colocadas cerca a los centros de consumo. Estas unidades se han vuelto
populares ya que permiten aprovechar algunos recursos disponibles con tecnologías limpias
que no producen impacto ambiental negativo en comparación con la generación tradicional.
Hoy en día, la mayor parte de las unidades de generación distribuida se utilizan para suplir
parte de la carga en las industrias, como soporte ante posibles fallos y en menor medida
para suplir pequeñas poblaciones aisladas. Aunque las ventajas de la generación distribuida
son grandes, aún no se conocen los efectos que pueda causar su penetración a gran escala
en los sistemas eléctricos; por lo tanto este es un tema asociado con el reto de integrar
adecuadamente las unidades distribuidas al sistema eléctrico de tradicional.
La motivación principal para realizar este proyecto, consiste en identificar las principales
consecuencias que trae para la estabilidad de un sistema eléctrico de potencia, la inserción
de generación distribuida a gran escala.
Definición del problema En los últimos años, en Colombia se ha presentado un importante incremento en el número
de instalaciones de pequeñas unidades generadoras (generación distribuida), las cuales se
han conectado principalmente a las redes de distribución de media y baja tensión. Estas
conexiones crean una serie de costos y beneficios en dichas redes como son: aumentar o
reducir las pérdidas, aumentar en algunos casos los flujos de potencia debido al exceso
inyectado por la generación distribuida y en otros la disminución del flujo de potencia por
la generación cercana a los puntos de consumo. Estos cambios en los flujos de potencia
causan sobretensiones y sobrecargas que se ven reflejados en pérdida de líneas importantes
e incapacidad de las máquinas generadoras para sostener la tensión en ciertos nodos del
11
sistema. Por otra parte, también se presentan problemas que son inherentes al tipo de
tecnología que se utilice para generar electricidad (eólica, solar, microturbinas, etc.), tales
como: pérdida repentina de par en la máquina generadora, fallos en la caja de velocidades
de un aerogenerador, caída repentina de la potencia de salida de una microturbina, entre
otros. Todas estas son situaciones con potencial para causar un impacto negativo en la
estabilidad de un sistema eléctrico de potencia. [TRE, 2006]
Breve estado del arte La generación distribuida es un tema de gran actualidad e interés para los investigadores
debido al calentamiento global y aspectos económicos, rubros en los cuales ésta ofrece
ventajas frente a la generación tradicional. Sin embargo, la integración de este tipo de
generación a la red presenta retos importantes que aún no han sido resueltos y en este
sentido diferentes entidades, laboratorios y universidades realizan esfuerzos para mejorar
tecnologías y métodos de integración. A continuación se enuncian algunos de estos
esfuerzos:
En [TRE, 2006] se desarrolla un análisis de los diferentes problemas que se encuentran en
los sistemas de distribución españoles, dada la integración de generación distribuida. Se
realiza un análisis técnico y regulatorio de este nuevo escenario.
En [SUC, 2006] se plantea el impacto que tiene la alta penetración de generación
distribuida en la confiabilidad de un sistema de distribución, y se propone una metodología
que permite analizar este tipo de redes. Adicionalmente, se desarrolla una metodología para
definir la capacidad y localización optima de la generación distribuida, dado que la
ubicación de esta tiene influencia sobre el perfil de tensiones en la red. Finalmente en
[STR, 2002] se plantea un manejo distinto para redes con un alto nivel de penetración de
generación distribuida, realizando control activo sobre las tensiones del sistema de
distribución.
12
En [MUK, 1999] se hace una recopilación de las principales tecnologías emergentes
utilizadas para generar electricidad, tales como: energía fotovoltaica, energía eólica,
microturbinas, células de combustibles entre otros. Se analizan los principales componentes
y algunos de los requerimientos necesarios para la interconexión con la red del sistema de
potencia tradicional.
En [ARA, 2002] se incorporan modelos de mercados y marcos regulatorios para una
planificación dinámica de sistemas eléctricos, con la finalidad de resolver un conjunto de
desafíos técnicos y económicos que crea la introducción masiva de generación distribuida
al sistema eléctrico Chileno.
Resumen de la tesis Este documento consta de cuatro capítulos, los cuales tratan en forma teórica los principales
impactos, que sobre la estabilidad de un sistema eléctrico de potencia tendría una alta
penetración de generación distribuida, y se realiza un análisis teórico en donde se expone la
forma en que la generación distribuida afectaría la estabilidad de los sistemas de potencia, y
las consecuencias para la su operación. Finalmente, se proponen alternativas para
amortiguar los impactos negativos de la generación distribuida sobre la estabilidad de un
sistema.
El primer capítulo, está asociado con la descripción de las principales tecnologías utilizadas
para producir energía eléctrica en forma no convencional. Algunas de estas tecnologías son:
a) Turbinas de gas
b) Microturbinas
c) Turbinas de vapor
d) Motores de combustión interna
e) Eólica
f) Solar
g) Células de combustibles
13
Para cada una de las tecnologías antes mencionadas se presenta su funcionamiento básico,
sus principales elementos constructivos, sus principales características, entre otros datos
relevantes.
En el segundo capítulo, se realiza un breve repaso de algunos conceptos de la teoría de
estabilidad para los sistemas de potencia. Se realiza una clasificación del fenómeno de
estabilidad, y se enuncian algunas técnicas de simulación apropiadas para cada caso.
Algunos de los aspectos teóricos más importantes mencionados son:
a) La dinámica de los sistemas eléctricos de potencia; la cual es necesaria para
entender el comportamiento de este ante diferentes perturbaciones.
b) Conceptos y atributos de la generación distribuida
c) Breve descripción del impacto de la generación distribuida en la operación de un
sistema de potencia.
El objetivo de este capítulo es analizar los conceptos básicos sobre el funcionamiento de la
generación distribuida, y además de los conceptos básicos sobre estabilidad en sistemas de
potencia.
En el tercer capítulo se identifican los principales impactos que tiene sobre la estabilidad
del sistema de potencia, el hecho de insertar generación distribuida. Algunos impactos son:
deterioro de los perfiles de tensión, disminución del amortiguamiento en el sistema, líneas
sobrecargadas, entre otros. Además se explica de qué manera el sistema podría llegar a
estas y otras situaciones.
En el cuarto capítulo, se plantean soluciones a algunas de las principales preguntas
resultantes del capítulo tres, tales como: cuál debería ser el nivel de penetración de la
14
generación distribuida en una red de distribución, como amortiguar algunos efectos
negativos para la estabilidad del sistema, entre otros.
Aporte de la tesis En este trabajo se pretende identificar los posibles impactos que sobre la estabilidad de un
sistema de potencia, tiene la inserción a gran escala de la generación distribuida. Se
pretende mostrar de que manera ocurren estos efectos, así cómo métodos y acciones que
contribuyan a disminuirlos.
La información de este documento se puede utilizar como un punto de partida para realizar
estudios más profundos y específicos, que estén encaminados a analizar la estabilidad de un
sistema de potencia moderno (con alta penetración de generación distribuida).
Debido a la inserción de generación distribuida en el sistema de distribución, aparecen
nuevos flujos de potencia a través de las líneas que lo conforman, tales que en determinada
situación, estos flujos pueden sobrecargar las líneas de distribución. Una de las
preocupaciones que se desprende de la anterior situación, es ¿que cantidad de generación
distribuida se puede incluir en un sistema de potencia, sin que ésta afecte los límites de
cargabilidad para los cuales fueron diseñadas la lineas? En este documento se intentara dar
respuesta a esta pregunta.
Se identifican las principales fuentes de generación distribuida y las tecnologías que
permiten su aprovechamiento como energía eléctrica.
15
1 FUENTES DE GENERACIÓN DISTRIBUIDA La generación distribuida se refiere a la utilización de forma integrada o individual de
pequeños generadores por parte de compañías eléctricas, clientes eléctricos o terceros, en
aplicaciones que benefician al sistema eléctrico o a usuarios eléctricos específicos. Existen
múltiples tecnologías consideradas como generación distribuida, algunas de ellas son:
turbinas de gas, microturbinas, motores de combustión interna, energía eólica, energía
solar, células de combustibles, energía mareomotriz, entre otras [TRE, 2006].
A continuación se presenta un análisis general sobre las principales tecnologías que dan
paso a la generación distribuida, sus principales características, ventajas y desventajas.
1.1 TURBINAS DE GAS
Una turbina de gas es un motor térmico de flujo continuo que se caracteriza por presentar
una baja relación peso potencia y una velocidad de giro muy elevada. Una turbina de gas
simple está compuesta de tres secciones principales: un compresor, un quemador y una
turbina de potencia. Las turbinas de gas operan en base al principio del ciclo Rankine
[VAN, 1972], en donde aire comprimido es mezclado con combustible y quemado bajo
condiciones de presión constante. El gas caliente producido por la combustión es expandido
en la turbina, lo que hace que ésta gire. La energía mecánica que se produce en la turbina
puede ser transformada en electricidad mediante generadores eléctricos, que son acoplados
al mismo eje de la turbina. En la Figura 1.1 se muestra el diagrama de funcionamiento de
una turbina a gas.
16
Figura 1.1 Elementos constructivos del ciclo ranking
Figura 1.2 Diagramas P_S y T_S del ciclo Rankine
Las turbinas de gas han tenido un gran desarrollo en las últimas décadas debido,
principalmente, a la industria aeronáutica. Gracias a los avances en la eficiencia y
confiabilidad, esta tecnología constituye una excelente alternativa para las aplicaciones en
generación distribuida [TRE, 2006].
Otra ventaja de las turbinas es la rápida respuesta a los cambios en la demanda, ya que
poseen una inercia relativamente pequeña que hace a esta tecnología adecuada para
alimentar demanda de manera local, e incluso para trabajar aisladamente alimentando parte
de la red de distribución. Un inconveniente de esta tecnología, es que su eficiencia se ve
17
afectada en función del porcentaje de plena carga al que se encuentre operando, lo que
contrasta con el comportamiento de otras tecnologías como los motores de combustión
interna.
1.2 MICROTURBINAS Son muy pequeñas turbinas a gas (200 a 500kW), que normalmente cuentan con un sistema
de recuperación e intercambio de calor llamado “recuperador”, el cual se adiciona para
mejorar la eficiencia de la microturbina [TRE, 2006].
En las microturbinas típicas, el aire del ambiente es comprimido por un compresor radial y
precalentado en el recuperador usando el calor del gas turbinado. Luego, este aire se lleva a
la cámara de combustión donde se mezcla con el combustible para realizar una ignición. El
gas caliente resultante es expandido en una o varias turbinas produciendo poder mecánico
de rotación que es proporcionado al compresor y al generador. Las microturbinas presentan
algunas ventajas como son: el número escaso de partes móviles, su tamaño compacto y una
menor emisión de ruidos y gases, en comparación con una turbina a gas. Su principal
desventaja es su alto costo. En la Figura 1.3 se muestra una microturbina típica.
Figura 1.3: Conformación de una microturbina
18
Las partes de una microturbina son: 1 Alternador, 2 Motor de turbina a gas, 3 Recuperador,
4 intercambiador de calor y gases de escape, 5 Salida de aire de ventilación, 6 Salida de
gases de escape, 7 Entrada de agua, 8 Salida de agua caliente, 9 Electrónica de potencia, 10
Sistema de control, 11 Cámara de combustión y 12 Entrada de aire.
Las microturbinas operan en dos modalidades:
a) Con recuperador de calor; éste dispositivo permite transferir parte del calor de los
gases de escape al aire que entra al compresor, aumentando su temperatura y
permitiendo una sustancial mejora en la eficiencia eléctrica de la microturbina, que
puede llegar a rendimientos alrededor de 27 a 30%.
b) Sin recuperador de calor; en aplicaciones de cogeneración donde la utilización del
calor residual prima sobre la producción de electricidad. En éste caso la eficiencia
eléctrica disminuye y se sitúa en valores alrededor de un 15 a 18% pero el rendimiento
total (incluyendo la etapa de cogeneración) puede ser de un 80%.
Las microturbinas pueden emplearse de diversas formas:
a) Como energía de respaldo
b) Para satisfacer picos de demanda
c) En sistemas híbridos con células de combustible
d) En vehículos eléctricos híbridos.
En las ocasiones en que el alternador esté conectado directamente a la red, se utiliza,
normalmente, una caja de engranajes para acoplar la frecuencia a la cual gira la
microturbina con la frecuencia de la red. En el mismo sentido aunque menos usual, dado
los altos costos, también es común utilizar electrónica de potencia (convertidor estático de
frecuencia) [PEÑ, 2006] [ABB, 2001].
19
Con la finalidad de mejorar el control de velocidad (frecuencia), las turbinas a gas pueden
estar equipadas con la denominada “geometría variable”, en la que por medio de alabes
ajustables se controla el flujo de gas hacia la turbina y hacia el compresor, permitiendo así
el control sobre el punto de funcionamiento de la turbina. La Tabla 1.1 muestra las
características técnicas de una microturbina. [PEÑ, 2006] [ABB, 2001]
Tabla 1.1. Características de las microturbinas.
Microturbina
Característica Aspectos Favorables
cogeneración ■■ Combustible Gas natural, propano y diesel despacho ■■■
Tamaño(KW) 30-500 Funcionamiento aislado
■■■
Eficiencia(PCI)% 20-30 Seguir la demanda ■■■
CO2 590-800 Aspectos desfavorables
NOx 0,09-0,64 Armónicos ●
SO2 despreciable flicker ●●
Emisiones(Kg/MWh)
CO 0,14-0,82
Disponibilidad % 90-98
Tiempo de arranque(s) 60
Superficie 0,025-0,065
Costo de inversión 700-1,000
Operación y manto(cen/KW) 0,5-1
Comentarios: tecnología con poca eficiencia y que todavía está en desarrollo
Muy buena ■■■ Buena ■■ Normal ●● Malo ●
1.3 MOTORES DE COMBUSTIÓN INTERNA Los motores alternantes de combustión interna, son motores térmicos en los que los gases
resultantes de un proceso de combustión empujan un embolo o pistón, que se desplaza en el
interior de un cilindro haciendo girar un cigüeñal y obteniendo un movimiento de rotación.
Los motores de combustión interna se emplean, principalmente, en plantas de cogeneración
20
en sectores tan diversos como: el agroalimentario, la construcción, la fabricación de papel,
entre otros. Dentro de sus atributos más importantes, está el hecho de que poseen una
mayor fiabilidad ante variaciones de carga, en comparación a las turbinas de gas y son
capaces, en función de su diseño, de utilizar diversos combustibles como energía primaria;
el más utilizado es el gas natural [VOL, 2005] [TRE, 2006].
El principal uso de los motores de combustión interna, es como apoyo en caso de un hueco
de tensión. Su principal ventaja es su rápida respuesta. Las desventajas son los altos niveles
de ruido, altos costos de mantenimiento y operacion. Además, altas emisiones de óxidos de
nitrógeno (NOx). La eficiencia energética de estos motores se sitúa en el rango de 30 al
45% con expectativa para alcanzar el 50% para el año 2010 [TRE, 2006]. La figura 1.4
muestra el principio de funcionamiento para un motor de combustión interna de cuatro
tiempos.
Figura 1.4.Los cuatro tiempos del motor de combustión interna.
En la Tabla 1.2 se muestran las características más importantes de un motor de combustión
interna [MEN, 2005]
21
Tabla 1.2. Características de los motores de combustión interna.
Motores de combustión interna
Característica Aspectos Favorables
cogeneración ■■ Combustible Diesel, gas natural y fuel oíl despacho ■■■
Tamaño(KW) 50-5000 Funcionamiento aislado
■■■
Eficiencia(PCI)% 30-45 Seguir la demanda ■■■
CO2 590-800 Aspectos desfavorables
NOx 4,5-18,6 Armónicos ■■
SO2 0,18-1,36 flicker ■■
Emisiones(Kg/MWh)
CO 0,18-4
Disponibilidad % 90-95
Tiempo de arranque(s) 10
Superficie 0,003-0,03
Costo de inversión 350-550
Operación y manto(cen/KW) 1-1,5
Comentarios: este tipo de tecnología tiene niveles altos de emisiones y ruidos
Muy buena ■■■ Buena ■■
Normal ●● Malo ●
1.4 ENERGÍA EÓLICA Ésta tecnología permite aprovechar la energía del viento para transformarla en energía
eléctrica. La potencia de estos equipos se sitúa en la actualidad en rangos que van desde
unos 30kW hasta más de 2MW. Es una tecnología muy madura que alcanza índices de
fiabilidad en las máquinas del 97%.
La energía del viento se deriva del calentamiento diferencial de la atmósfera por el sol y las
irregularidades de la superficie terrestre. Aunque solo una pequeña parte de la energía solar
22
que llega a la tierra se convierte en energía cinética del viento (entre el 1 y 2%), la cantidad
total es enorme [VOL, 2005]. En la figura 1.5 se muestra el diagrama de un sistema eólico.
Figura 1.5 Aerogenerador de velocidad variable con banco de condensadores para
compensar reactivos.
En las centrales eólicas, los generadores asíncronos y los generadores de inducción son las
dos tecnologías dominantes para la transformación de la energía mecánica entregadas por
las palas de un aerogenerador a energía eléctrica. La tendencia actual se inclina por la
utilización de generadores asíncronos, ya que estos son capaces de absorber las variaciones
en la velocidad del viento. Los generadores asíncronos presentan el inconveniente que
absorben potencia reactiva de la red, lo cual deteriora el perfil de tensiones del sistema.
Para evitar esto se utilizan generadores asíncronos con la capacidad de controlar la cantidad
de potencia reactiva tomada de la red. Estos se denominan asíncronos doblemente
alimentados, los cuales permiten regular la tensión de salida, modificando así el consumo
de potencia reactiva. Esta opción es muy útil cuando el equipo se conecta a redes débiles,
donde una fuerte absorción de potencia reactiva puede disminuir la tensión de la zona
conexión hasta valores inadmisibles [TRE, 2006].
Como ya se ha mencionado, el recurso energético eólico es muy variable tanto en el tiempo
como en su localización; si la variación en el tiempo ocurre en intervalos de segundos y
minutos se llaman (rachas), en horas (ciclos diarios), y en meses (variaciones estacionales).
23
Estas variaciones implican que los sistemas de aprovechamiento de la energía eólica se
pueden operar bajo en tres condiciones:
a) Interconectados con otras plantas de generación, desde una pequeña planta diesel hasta
la red de distribución eléctrica.
b) Utilizados en conjunto con sistemas de almacenamiento de energía tales como baterías
c) Utilizados en aplicaciones donde el uso de la energía sea relativamente independiente
del tiempo, es decir, que tenga una constante de tiempo que absorba las variaciones del
viento.
1.4.1 Turbinas eólicas
Una turbina eólica es un dispositivo mecánico que convierte la energía cinética del viento
en electricidad. La energía mecánica extraída por las palas se utiliza para mover el eje del
generador eléctrico que transforma la energía mecánica en electricidad, que posteriormente
puede ser almacenada en baterías o entregarse directamente a la red [VOL, 2005].
En la práctica las turbinas eólicas se diseñan para trabajar dentro de ciertas velocidades del
viento. La velocidad más baja, llamada “velocidad de corte inferior” que es generalmente
de 4 a 5 m/s, pues por debajo de esta velocidad no hay suficiente energía como para superar
las pérdidas del sistema. La “velocidad de corte superior” es determinada por la capacidad
de una máquina en particular de soportar fuertes vientos. La “velocidad nominal” es la
velocidad del viento a la cual una máquina particular alcanza su máxima potencia nominal.
Por arriba de esta velocidad, se puede contar con mecanismos que mantengan la potencia
de salida en un valor constante con el aumento de la velocidad del viento. Los elementos
principales de cualquier turbina del viento son el rotor, una caja de engranajes, un
generador, equipo de control y monitoreo y la torre. [MUK, 1999] [VOL, 2005]
24
1.4.2 Potencia extraída del viento
Hay tres leyes físicas básicas que gobiernan la cantidad de energía aprovechable del viento.
La primera ley indica que la energía generada por la turbina es proporcional a la velocidad
del viento al cubo, la segunda ley indica que la energía disponible es directamente
proporcional al área barrida por las palas o en otras palabras la energía es proporcional al
cuadrado de la longitud de las palas y la tercera ley indica que existe una eficiencia teórica
máxima de los generadores eólicos del 59%. En la práctica, la mayoría de las turbinas de
viento son mucho menos eficientes que esto, y se diseñan diversos tipos para obtener la
máxima eficacia posible a diversas velocidades del viento. Los mejores generadores eólicos
tienen eficiencias del 35% al 40% [VOL, 2005] [MUK, 1999].
La potencia máxima que un aerogenerador puede extraer del viento se calcula a partir de la
cantidad de energía cinética atrapada en una masa de aire “m” que se mueve con una
velocidad “V”, la cual se puede calcular como en (1.1) [VOL, 2005] [MUK, 1999]
212 [ ]= ⋅ ⋅energía cinética m V jules
(1.1)
Por tanto, para encontrar la potencia promedio de la masa de aire en movimiento se calcula
el promedio de la energía cinética por segundo, como se muestra en (1.2)
212 ( ) [ ]Potencia flujo másico promedio por segundo V W= ⋅ (1.2)
Y la potencia promedio extraída por las palas del aerogenerador, será la diferencia entre las
potencias antes y después de que el viento entre en contacto con las palas, está diferencia se
muestra en (1.3)
2 210 02 ( ) ( ) [ ]= ⋅ −P flujo masico promedio por segundo V V W (1.3)
25
Donde: 0P =Es la potencia mecánica extraída por el rotor, 0V = es la velocidad del viento,
después de la turbina y V = es la velocidad del viento, antes de la turbina
Dado que la velocidad del viento es discontinua de V a 0V en el plano de las palas del rotor,
el flujo másico de aire promedio a través de las palas del rotor será el mostrado en (1.4)
0
2
V Vflujo masico promedio Aρ += ⋅ ⋅ (1.4)
Donde: ρ= densidad del aire, 3/kg m y A = área barrida por las palas del rotor,2m
La ecuación (1.5) describe la potencia mecánica extraída por el rotor, la cual será utilizada
para mover un generador eléctrico.
( )2 2010 02 [ ]
2ρ + = ⋅ ⋅ ⋅ −
V VP A V V W
(1.5)
La ecuación (1.5) se puede reorganizar algebraicamente como se muestra en (1.6)
2
0 0
310 2
1 1
[ ]2
ρ
+ − = ⋅ ⋅ ⋅ ⋅
V V
V VP A V W
(1.6)
Como la potencia extraída por las palas es una fracción de la potencia del viento antes de
llegar a las palas, esta se puede expresar como en la ecuación (1.7)
310 2 [ ]ρ= ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ PP A V C W (1.7)
Donde PC representa la fracción de potencia que es extraída del viento y se denomina
coeficiente de potencia o eficiencia del rotor, como se puede ver en la ecuación (1.8)
26
2
0 01 1
2
+ − =P
V V
V VC
(1.8)
Mediante una simple gráfica de la eficiencia del rotor (PC ) en función de la relación OV V ,
se obtiene la figura 1.6.la cual demuestra que la máxima eficiencia del rotor será de 0,59%.
Figura 1.6 Eficiencia de un aerogenerador
En la tabla 1.4 se muestra un resumen de las principales características de los parques
eólicos
27
Tabla 1.3. Característica de parques eólicos
Eólica
Característica Aspectos Favorables
cogeneración ● Combustible Viento
despacho ●
Tamaño(KW) ≥5000 Funcionamiento aislado
●
Eficiencia(PCI)% 15-30 Seguir la demanda ●
CO2 0 Aspectos desfavorables
NOx 0 Armónicos ●
SO2 0 flicker ●
Emisiones(Kg/MWh)
CO 0
Horas equivalentes(h) 2,000-2,500
Superficie de barrido(m2/KW) 1,9-2,6
Superficie(m2/KW) 60-330
Costo de inversión(€/KW) 750-1,500
Operación y manto(€/KW) 1,5-2
Comentarios: aunque estas tecnologías tiene cierta madurez, aun se puede mejorar la eficiencia de esta
Muy buena ■■■ Buena ■■ Normal ●● Malo ● 1.5 ENERGÍA SOLAR FOTOVOLTAICA Los sistemas fotovoltaicos se basan en un conjunto de "células solares o fotovoltaicas"
fabricadas de un material semiconductor cristalino, que al ser incididas por la luz del sol,
produce una corriente eléctrica por efecto fotovoltaico. Para construir las células
fotovoltaicas, se utilizan compuestos que son capaces de suministrar una cantidad
apreciable de energía al recibir la radiación solar. La mayor parte de las células
fotovoltaicas que se producen en el mundo se fabrican a base de silicio. El rendimiento de
estas células varía entre un 15% y un 25%, es decir, que sólo una pequeña parte de la
energía lumínica se aprovecha realmente en forma de energía eléctrica. Éste rendimiento es
menor cuanto más alta es la temperatura [NRE, 2005].
28
El fenómeno físico en las células fotovoltaicas es muy similar a lo que sucede en una
juntura p-n de un diodo. Cuando la juntura absorbe la luz incidente del sol, la energía
entregada por los fotones es transferida a los electrones del material, generando la aparición
de portadores de carga, los cuales forman un gradiente de potencial en el área de la juntura
y se aceleran por la influencia del campo eléctrico generado. Por último, los portadores de
carga circulan como corriente a través de un circuito externo [NRE, 2005].
Figura 1.7 Efecto fotovoltaico, transforma la energía de los fotones en una diferencia
de tensión en la juntura p-n
Figura 1.8 Constitución básica de una célula fotovoltaica
29
1.5.1 Circuito eléctrico equivalente de una célula fotovoltaica La física compleja de las células fotovoltaicas, se puede representar por el circuito eléctrico
equivalente mostrado en la Figura 1.9, los parámetros del circuito son los siguientes: LI
Corriente generada por la luz del sol, dI corriente de diodo, SHI corriente de fuga a
tierra, SR resistencia interna que se opone al flujo de corriente y la resistencia SHR que se
relaciona inversamente con la corriente de fuga a tierra.
Figura 1.9 Circuito eléctrico equivalente de un modulo fotovoltaico
En el circuito equivalente, la corriente entregada a una carga externa es igual a la corriente
generada por la iluminación LI menos la corriente a través del diodo DI y menos la
corriente de fuga a tierra SHI . La tensión de circuito abierto OCV , se calcula como lo
muestra la (1.9)
SHOC IRVV += (1.9)
La corriente a través del diodo está dada por la clásica expresión que se muestra en (1.10)
= −
OCd D
QVI I [ A]
AKT1 (1.10)
30
Donde: DI es la corriente de saturación del diodo, Q es la carga del
electrón 19106.1 −⋅ Culombios, K constante de boltzman= 231.38 10 j K−⋅ o , T temperatura
absoluta en K° y A representa el área donde incide la radiación solar.
Por tanto la corriente de carga se calcula como en (1.11)
1 [ ]
= − − −
OVQVOCAKT
L DSH
VI I I e A
R
(1.11)
En la práctica el último término de la (1.11) es despreciable, ya que éste es muy pequeño
comparado conLI e DI .
Figura 1.10 Células fotovoltaicas forman un modulo y algunos módulos forman un
arreglo
El problema fundamental que presentan las células fotovoltaicas es su alto costo, aunque las
investigaciones recientes están logrando abaratar a un ritmo apreciable su costo de
producción. En la actualidad puede estimarse que cada vatio de potencia que se consigue de
las células fotovoltaicas cuesta alrededor de 10 dólares, lo cual es excesivo. Existen células
31
fotovoltaicas más baratas que las de silicio, las cuales se fabrican a base de sulfuro de
cadmio, pero su rendimiento es tres veces menor [VOL, 2005] [NRE, 2005].
Aun cuando las perspectivas de utilización de células fotovoltaicas para producir
electricidad son muy esperanzadoras a largo plazo su desarrollo está aun comenzando y no
puede esperarse una auténtica extensión de su utilización a los costos actuales. Por el
momento, su uso más eficaz consiste en su aplicación para instalaciones de baja potencia en
lugares cuya lejanía respecto de las redes de transporte y distribución de electricidad puede
hacer rentable, la puesta en marcha de este tipo de sistema a pesar de su elevado costo
[NRE, 2005]. A continuación en la Tabla 1.4 se muestran las características técnicas más
importantes [NRE, 2005].
Tabla 1.4 Características de la energía solar fotovoltaica
Solar fotovoltaica
Característica Aspectos Favorables
cogeneración ● Combustible Radiación solar
despacho ●
Tamaño(KW) 1-500 Funcionamiento aislado
●
Eficiencia(PCI)% 10-20 Seguir la demanda ●
CO2 0 Aspectos desfavorables
NOx 0 Armónicos ●
SO2 0 flicker ●
Emisiones(Kg/MWh)
CO 0
Horas equivalentes(h) 1,100-1,200
Superficie(m2/KW) 7,5-20
Costo de inversión(€/KW) 5000-7000
Operación y manto(€/KW) 40-50
Comentarios: es una tecnología en desarrollo que se puede mejorar con elementos de almacenamiento
Muy buena ■■■ Buena ■■ Normal ●● Malo ●
32
1.6 CÉLULAS DE COMBUSTIBLES Las células de combustible, son sistemas electroquímicos en los que la energía de una
reacción química se convierte directamente en electricidad. A diferencia de la pila eléctrica
o batería, una célula de combustible no se acaba ni necesita ser recargada; funciona
mientras el combustible y el oxidante le sean suministrados desde fuera de la célula [EG&,
2004].
En las células de combustibles el hidrogeno fluye hacia el ánodo donde un catalizador
como el platino facilita su conversión en electrones y en protones (H+). Éstos atraviesan la
membrana electrolítica para combinarse con el oxígeno y los electrones en el lado del
cátodo (una reacción también catalizada por el platino).
Los electrones, que no pueden atravesar la membrana de electrolito, fluyen del ánodo al
cátodo a través de un circuito externo que alimentan los dispositivos eléctricos. La Figura
1.11 muestra una sola celda electroquímica que produce aproximadamente 1 voltio. Para
aplicaciones de potencia se apilan muchas de estas celdas para formar una célula de
combustible, cuya tensión aumenta en proporción al número de celdas apiladas.
Figura 1.11 Diagrama de funcionamiento de una célula de combustible
33
Como se dijo anteriormente las células de combustible están formadas por un grupo de
celdas apiladas, cada una de ellas posee un ánodo o electrodo negativo y un cátodo o
electrodo positivo, separados por un electrolito que facilita la transferencia iónica entre los
electrodos. Cada una de las sustancias que participan en la reacción alimenta a un electrodo
distinto. Así, el combustible, generalmente rico en hidrógeno, alimenta de forma continua
al ánodo, y el oxidante, normalmente oxígeno del aire, alimenta al cátodo. Allí los reactivos
se transforman electroquímicamente, de acuerdo con las reacciones que se muestran en
(1.12).
2
12 22
: 2 2
: 2 2
Ánodo H h e
Cátodo O H e H O
→ + + −+ + + − →
(1.12)
Se produce así una corriente eléctrica entre ambos electrodos que, a diferencia de lo que
ocurre en una pila o batería convencional, no se agota con el tiempo de funcionamiento,
sino que se prolonga mientras continúe el suministro de los reactivos. El rendimiento de la
reacción esta dado por la ecuación de Nernst, la cual se utiliza para calcular los potenciales
de membrana cuando se alcanza el equilibrio electroquímico, la (1.13) se denomina
ecuación de Nernst.
2 20
2
[ ] [2 ]
2 [ ]
P H P ORtE E LN
F P H O
⋅= +
(1.13)
Donde 0E (1.229 V ) es el potencial estándar, R la constante de los gases (8.31 J Kmol),
t la temperatura absoluta (Ko ) y F la constante de Faraday (96.480 J Vmol).
El rendimiento real de la célula puede calcularse considerando las siguientes pérdidas:
polarización por concentración, polarización por activación y polarización óhmica.
34
Dependiendo del tipo de células de combustible, se pueden obtener eficiencias de un 35%
hasta un 60%. Actualmente el problema radica en la duración de las células y en los costos.
Los sistemas de células de combustible se caracterizan por sus reducidas emisiones. Si solo
se utiliza hidrógeno (derivado de fuentes renovables) como combustible en las celdas, se
obtendrá vapor de agua y electricidad. La utilización de hidrocarburos para la producción
de hidrógeno eliminaría prácticamente las emisiones de óxidos de nitrógeno y monóxido de
carbono. La eficiencia de las células de combustible es potencialmente superior a la de los
motores de combustión interna, y además las emisiones de dióxido de carbono se verían
reducidas. Por otra parte, las células de combustible pueden ofrecer la respuesta a diversos
requerimientos energéticos. Por ejemplo, la eficiencia de estos dispositivos no depende del
tamaño como sucede en otros sistemas energéticos, lo que permite su aplicación en
sistemas de energía miniaturizados y portátiles. En la tabla 1.5 se realiza un resumen de las
características de las células de combustibles.
35
Tabla 5 características de las células de combustible
Células de combustibles
Característica Aspectos Favorables
cogeneración ■■■ Combustible Hidrogeno, gas natural, propano despacho ■■■
Tamaño(KW) 20-2000 Fun. aislado ■■
Eficiencia(PCI)% 30-50 Seguir la demanda ■■
CO2 360-630 Aspectos desfavorables
NOx ≤0,023 Armónicos ●
SO2 0 flicker ●
Emisiones(Kg/MWh)
CO 0,005-0,055
Disponibilidad% Superior al 95
Tiempo de arranque(h) 3-8h
Superficie(m2/KW) 60-330
Costo de inversión(€/KW) 1,600-3,500
Operación y manto(€/KW) 1,5-2
Comentarios: es la tecnología más limpia y eficiente de todas
Muy buena ■■■ Buena ■■ Normal ●● Malo ●
1.7 ENERGÍA MAREOMOTRIZ 1.7.1 Conceptos fundamentales Las mareas son oscilaciones periódicas del nivel del mar debido a las acciones gravitatorias
del sol y la luna. El ascenso de las aguas se denomina flujo y su punto máximo pleamar, y
el descenso se llama reflujo siendo su punto máximo la bajamar. La diferencia entre estos
dos estados se conoce como amplitud de las mareas, y puede variar desde prácticamente
cero (mares interiores) hasta alcanzar valores del orden de los 15 m en costas de Canadá.
Por su importancia, se mencionan algunos lugares y su amplitud de mareas. Bahías de
Fundy y Frobisher, Canadá, con amplitudes de 13,6 a 18m; estuario de Servern, Gran
36
Bretaña, con 13,6m; el estuario de Rance y la bahía de Mont-Saint-Michel, en Francia, con
13,5m y 12,7m respectivamente. [BIANUCCI, 2002].
Según el World Energy Council, se estima el recurso potencial de la energía mareomotriz
en 2000 TW.h, de los cuales sólo 200 TW.h se consideran comercialmente explotables. La
técnica de explotación consiste en cerrar una bahía o un estuario con un dique, generando
así una diferencia de nivel a ambos lados, acumulando así una energía potencial. En el
dique se instalan turbinas con sus respectivos generadores y demás equipamiento, las cuales
son puestas en marcha al pasar el agua hacia el embalse (flujo) y posteriormente la pasar
del embalse hacia el mar (reflujo). Es decir, que funciona como una central hidroeléctrica
convencional, solo que su origen tiene relación con la atracción de la luna y el sol, en vez
del ciclo hidrológico. Pero esta técnica no es tan sencilla de llevar a la práctica en un
proyecto que resulte eficiente, dado que implica una alta inversión inicial y es complicado
conseguir buenos rendimientos. [BIA, 2002].
Los dos grandes aspectos que condicionan el avance de esta tecnología son el económico,
se requieren grandes inversiones iníciales en obras, y el impacto que provoca sobre la fauna
y flora del lugar [BIA, 2002]. En la figura5 se muestra una central mareomotriz.
Figura 5 Central mareomotriz
37
1.7.2 Ventajas y desventajas Las ventajas que se pueden mencionar en relación al aprovechamiento de la energía de las
mareas son: a) auto renovable, b) no contaminante, c) silenciosa, bajo costo de materia
prima (en cuanto a lo que produce energía, las mareas), d) no concentra población, e)
disponible en cualquier época del año y clima (en los sitios donde las amplitudes de las
mareas son aptas).
En cuanto a las desventajas encontramos: a) Impacto visual sobre el paisaje, b) alto costo
del traslado de energía, c) limitada por el ciclo de las mareas, d) efecto negativo sobre la
flora y fauna, e) depende de la amplitud de las mareas, f) alto costo inicial.
Haciendo hincapié en el aspecto ecológico, este tipo de energía no contamina ya que no
genera dióxido de carbono u otros gases y elementos contaminantes, pero tiene un efecto
importante sobre la flora y fauna. La modificación de la configuración del área bañada por
las aguas del mar y el tiempo de permanencia de las mismas en las costas, alterando otras
actividades, como la acuicultura, entre las más importantes.
1.7.3 Centrales mareomotrices en el mundo La primera central mareomotriz se instaló en el Estuario de Rance, Francia, en 1967. Un
dique embalsa un área de unos 20 km², la misma cuenta con esclusa para la navegación,
seis aliviaderos y una central con 24 turbinas bulbo capaz de generar 240 MW. La amplitud
de mareas máxima es de 13,5m. La central funcionó durante dos décadas. El volumen de
agua que ingresa por segundo es de aproximadamente 20000 m³, Se estudia reactivar la
central por sus condiciones favorables, luego le siguió la central experimental de
Kislogubskaya, ubicada en el mar de Barentz, Rusia. Puesta en marcha en 1968 con una
capacidad de 400 KW. En la bahía de Cobscook. En Estados Unidos, se instaló una central
de este tipo pero duró poco tiempo debido a su bajo rendimiento en comparación con la alta
inversión inicial que demandó. Por último, en la bahía Fundy, Canadá, donde se dan las
mayores mareas del mundo, desde 1984 funcionan en experimentación una central dotadas
38
con turbinas Strafflo y 18 MW de potencia. La gran innovación de este equipamiento radica
en la concepción misma de las turbinas, el generador eléctrico está dispuesto circundando
los alabes, en vez de instalado a continuación del eje de la turbina, de este modo el
generador no se interpone al flujo del agua. También Gran Bretaña preveía construir una
central mareomotriz en el estuario del río Severn. La misma constaría de un dique de 16,3
km donde se instalarían 192 Grupos turbina-generador para producir 14,4 TW.h/año. Pero
la sociedad rechazó el proyecto debido al impacto que podría ocasionar al ecosistema.
Tabla 1.5 Característica de central mareomotriz
Centrales mareomotrices
Característica Aspectos Favorables
cogeneración ■■■ Combustible agua
despacho ■■■
Tamaño(KW) 20-2000 Funcionamiento aislado
■■
Eficiencia(PCI)% 30-50 Seguir la demanda ■■
CO2 0 Aspectos desfavorables
NOx 0 Armónicos ●
SO2 0 flicker ●
Emisiones(Kg/MWh)
CO 0
Disponibilidad% Superior al 95
Tiempo de arranque(h) 3-8h
Superficie(m2/KW) 60-330
Costo de inversión(€/KW) 1,600-3,500
Operación y manto(€/KW) 1,5-2
Comentarios: es la tecnología más limpia y eficiente de todas
39
2 CONCEPTOS BÁSICOS DE ESTABILIDAD EN UN SISTEMA ELÉCTRICO DE POTENCIA.
2.1 GENERACIÓN DISTRIBUIDA 2.1.1 Conceptos y atributos de la generación distribuida. Durante las últimas décadas, la generación de potencia ha sido altamente centralizada en
grandes plantas de energía, los clientes han sido servidos principalmente por las empresas
de distribución las cuales accesan a las grandes instalaciones de generación a través de
líneas de transmisión de alta tensión, para luego conectar con los clientes por medio de
líneas de distribución a menor tensión. Esta estructura de operación está construida en base
a la economía, seguridad y calidad de la oferta, es operada desde centros de control
jerárquicos y permiten que el sistema sea supervisado y controlado en forma continua. La
generación es ajustada instantáneamente a la demanda monitoreando la frecuencia y en
base a modelos sobre el comportamiento de la carga. La tensión es controlada para que este
dentro de límites específicos, mediante la adecuada coordinación de generadores,
cambiadores de tomas bajo carga (OLTC), dispositivos de compensación reactiva, entre
otros.
Hoy en día, existe un considerable interés en conectar generación a la red de distribución y
éste tipo generadores conforman la generación distribuida. En comparación con la
generación convencional la generación distribuida presenta las siguientes características: no
es planificada centralmente, no es despachada centralmente, tiene una capacidad pequeña, y
es usualmente conectada a la red de distribución. [JEN, 2000] [HAD, 1999]
40
2.1.2 Impacto de la generación distribuida en la operación de un sistema de potencia Desde un punto de vista técnico, la generación distribuida causa algunos problemas en el
sistema de potencia, especialmente para la operación de la red de distribución. Los más
importantes según [JEN, 2000] [HAD, 1999] [DUG, 2002] son:
2.1.2.1 Problemas en la tensión El sistema debe proporcionar electricidad a los clientes con una tensión dentro de ciertos
límites; sin embargo, si la capacidad de la generación distribuida es relativamente grande o
la conexión entre la red de distribución y la red de transmisión es débil, el aumento de la
tensión de estado estable podría ser un problema, dado la aparición de nuevos flujos de
potencia [JEN, 2000] [HAD, 1999] [DUG, 2002].
2.1.2.2 Protección La conexión de generadores distribuidos a la red, cambia la magnitud y dirección de los
flujos de corriente, por tanto, se requieren adaptaciones pertinentes para los sistemas de
protección existentes, que eviten el disparo no deseado de las protecciones [JEN, 2000]
[HAD, 1999] [DUG, 2002].
2.1.2.3 Calidad de potencia La calidad en la potencia de un sistema, puede verse gravemente afectada a causa de
conectar generación distribuida en la red, sobre todo, si la generación es lo suficientemente
grande como para representar un porcentaje importante de la carga total. En este caso, se
pueden presentar problemas como: fluctuación de frecuencia, sobretensiones, ruido de alta
frecuencia, distorsión armónica, picos y huecos de tensión entre otros [JEN, 2000] [HAD,
1999] [DUG, 2002].
2.1.2.4 Estabilidad El incremento en la capacidad de la generación distribuida determina que ésta juegue un
papel cada vez más importante en la estabilidad de los sistemas de potencia. Se debe dar
41
respuesta a preguntas como: ¿puede la alta penetración de generación distribuida alterar los
perfiles de tensión en un sistema eléctrico de potencia? ¿Es posible que la conexión o
desconexión arbitraria, típica en las unidades distribuidas, representen una perturbación
problemática para el sistema de potencia?, entre otras preguntas que deben ser resueltas
[JEN, 2000] [HAD, 1999] [DUG, 2002].
2.1.2.5 Seguridad La generación distribuida alimenta al sistema desde muchos puntos, dificultando las tareas
de mantenimiento, dado que aún desconectando un circuito de la red, es probable que éste
continue energizado, operando en isla por la acción de generadores distribuidos. Lo anterior
representa un grave riesgo de electrocución para los operarios [JEN, 2000] [HAD, 1999]
[DUG, 2002].
2.2 ESTABILIDAD EN SISTEMAS DE POTENCIA 2.2.1 Dinámica de los sistemas de potencia Con el fin de obtener una mejor comprensión de la estabilidad de los sistemas de potencia,
es necesario tener algún conocimiento del fenómeno dinámico. En este contexto se utiliza
la palabra dinámica para denotar la forma en que el sistema de potencia responde ante una
perturbación. Tal perturbación puede ser una acción intencional como por ejemplo la
conmutación programada de un generador, o un evento accidental como el impacto de un
rayo. Una de las formas más comunes e importantes de clasificar la dinámica de los
sistemas de potencia es el rango de tiempo de su respuesta natural. Existen varias categorías
para el fenómeno dinámico en los sistemas de potencia y para este trabajo se adoptara la
definición dada en [MACH, 1997].
La dinámica de los sistemas de potencia se puede dividir en: dinámica de ondas es la más
rápida, esta ocurre en las líneas de transmisión de alta tensión y son el resultado de la
propagación de las ondas electromagnéticas causadas por el impacto de rayos u operaciones
de conmutación. Un poco más lenta, es la dinámica electromagnética que se produce en los
42
devanados de las maquinas durante una perturbación. Aun más lenta es la dinámica
electromecánica que describe las oscilaciones de las masas rotativas de los generadores y
motores durante una perturbación. La termodinámica es la más lenta de todas y es
producida por las medidas de control para calderas de vapor en respuesta a variaciones de
la frecuencia. En las siguientes secciones, la discusión sobre el problema de estabilidad en
sistemas de potencia pertenece en su mayoría a la categoría de dinámica electromecánica y
termodinámica.
2.2.2 Conceptos y métodos para el análisis de la estabilidad de un sistema de
potencia. La estabilidad, como un concepto fundamental en la mayoría de las ingenierías, ha sido
extensamente estudiada. En los sistemas eléctricos, está la definición propuesta en un
trabajo reciente de IEEE/CIGRE [KUN, 2008] y se define como:
La estabilidad de un sistema eléctrico de potencia, es la habilidad que éste, para recuperar
el estado de operación en equilibrio después de haber sido sometido a una perturbación,
con la mayoría de las variables del sistema delimitadas de tal manera que todo el sistema
permanezca intacto.
En etapas tempranas, los ingenieros en sistemas de potencia encontraron principalmente
problemas en la estabilidad relacionados con el ángulo del rotor, en el que todo el sistema
podría perder su sincronismo después de una perturbación. Sin embargo, con la continua
expansión de los sistemas de potencia modernos, los cuales operan en condiciones de
mayor estrés, diferentes formas de inestabilidad han aparecido.
Una clasificación detallada acorde con los diferentes mecanismos es útil para el buen
entendimiento de la situación, aunque se puede considerar que el problema de estabilidad
en un sistema de potencia es esencialmente el mismo. En [KUN, 2008], se proponen tres
categorías; estabilidad de ángulo, estabilidad de tensión y estabilidad de frecuencia.
43
2.2.2.1 Estabilidad de ángulo del rotor La estabilidad de ángulo del rotor se refiere a la habilidad de las máquinas síncronas
pertenecientes a un sistema de potencia interconectado, de permanecer en sincronismo
después de una perturbación. Esta situación obedece a la habilidad de mantener o restaurar
el equilibrio entre el par electromagnético y el par mecánico de cada máquina síncrona del
sistema. La inestabilidad se manifiesta en la forma de un incremento de las oscilaciones
angulares de algunos generadores, lo que conduce a la pérdida de sincronismo con otras
máquinas del sistema [KUN, 2008].
Considerando la magnitud de las perturbaciones, se puede subdividir en dos subcategorías:
a) Pequeñas perturbaciones del ángulo del rotor
También llamada estabilidad de pequeña señal, tiene que ver con la habilidad del sistema
de potencia para mantener el sincronismo frente a pequeñas perturbaciones, tales como
pequeños incrementos en las cargas, variaciones en los TAPS de los transformadores,
maniobras de mantenimiento, entre los más importantes.
En los sistemas de potencia actuales, los problemas de inestabilidad de pequeña señal son
usualmente causados por la falta de suficiente par de amortiguamiento, por lo que algunas
variables del sistema de potencia muestran oscilaciones que se caracterizan por el
incremento de su amplitud después de ser objeto de una perturbación.
Si se asume que la perturbación es pequeña, la linealizacion del modelo del sistema es
permitida y así los métodos de análisis modal son aplicables [KUN 1994] [HAN, 1999]
[CIG, 1996]. Las simulaciones no lineales en el dominio del tiempo son otro enfoque
efectivo para el análisis de pequeña señal, ya que usualmente los resultados del análisis
modal son verificados utilizando simulaciones en el dominio del tiempo. Sin embargo, las
simulaciones en el tiempo tienen una debilidad relativa, para determinar las características
44
modales críticas las cuales son importantes en el diseño de contramedidas, mientras que el
análisis modal da una información completa de las características inherentes de los modos
(formas modales, factores de participación, funciones de transferencia, entre otros) que se
utilizan en el diseño del control para el mejoramiento del amortiguamiento. Una propuesta
realizable es utilizar tanto los métodos lineales como las simulaciones en el dominio del
tiempo en forma complementaria [KUN, 2008].
b) Grandes perturbaciones en el ángulo del rotor
También denominada como estabilidad transitoria. Tiene que ver con la habilidad del
sistema de potencia de mantener el sincronismo cuando es sometido a una perturbación
severa, como un cortocircuito en una línea de transmisión o la pérdida repentina de una
cantidad importante de carga. La estabilidad transitoria depende tanto del estado de
operación inicial como de la severidad de la perturbación. Los problemas de inestabilidad
usualmente se deben al insuficiente par sincronizante, lo que evoluciona normalmente en
desviaciones angulares periódicas.
Las características no lineales de la estabilidad transitoria obligan a que simulaciones no
lineales en el dominio del tiempo desempeñen un papel importante en los estudios
relevantes, [KUN, 1994] [PAV, 1994]. Otra forma para determinar la estabilidad, es
mediante la conformación de una función de energía, cuyo concepto se puede explicar,
mediante una analogía entre lo que sucede en un sistema de potencia y un sistema
conformado por una bola rodando dentro de la superficie de inercia, el cual se muestra en la
Figura 2.1. El área dentro del tazón representa la región de estabilidad y, afuera del tazón se
representa la región de inestabilidad. La forma del borde del tazón es irregular por lo cual
los diferentes puntos que la conforman se encuentran a diferentes alturas.
45
Figura 2.1 Bola dentro de una superficie de inercia
Inicialmente la bola se encuentra en reposo en el fondo del tazón, estado que se denomina
“punto de equilibrio estable” o “SEP” por sus siglas en inglés. Si, se inyecta una cantidad
de energía cinética a la bola, ésta rodara hacia arriba en una dirección determinada,
alejándose del punto de equilibrio. Dependiendo de la cantidad de energía cinética aplicada
inicialmente, la bola se detendrá en algún punto. En caso de que la bola trasforme toda la
energía cinética en potencial antes de alcanzar el borde, entonces la bola rodara de regreso
y eventualmente se establecerá nuevamente en el punto de equilibrio.
Sin embargo, si la energía cinética inyectada, es suficiente para causar que la bola ruede por
encima del borde y salga del tazón; entonces la bola alcanzara la región de inestabilidad y
no regresara a su punto de equilibrio inicial.
Se requieren dos cantidades para determinar si la bola entrara en la región de inestabilidad,
la energía cinética inicial inyectada, y la altura desde el punto de equilibrio hasta el borde,
en el punto donde la bola atraviese el borde del tazón. La localización del punto de cruce
dependerá de la dirección del movimiento impuesto inicialmente a la bola.
Las bases para la aplicación de los métodos de “funciones de energía”, en el análisis de
estabilidad para sistemas de potencia, son conceptualmente similares a lo sucede que en la
46
anterior analogía. Inicialmente el sistema está operando en punto de equilibrio estable; al
ocurrir una falla, el equilibrio entre la potencia generada y consumida se altera, por tanto
las máquinas síncronas se aceleran y el sistema de potencia gana energía cinética y
potencial durante el período que dure la falla, consecuentemente, el sistema se aleja del
punto de equilibrio. Una vez aclarada la falla, la energía cinética es transformada en energía
potencial.
Para evitar la inestabilidad, el sistema debe ser capaz de absorber la energía cinética;
durante los momentos en que las fuerzas aplicadas sobre los generadores traten de llevarlos
hacia nuevas posiciones de equilibrio. Esto dependerá de la capacidad del sistema luego de
la perturbación, para absorber energía potencial.
Dependiendo de la topología del sistema después de la perturbación, existe una máxima
energía transitoria o crítica que el sistema puede absorber, por tanto la evaluación de la
estabilidad transitoria requiere:
a) Funciones que describan adecuadamente la energía responsable de la separación de
una o más máquinas síncronas del resto del sistema.
b) Una estimación de la energía crítica con la cual las máquinas pierden el
sincronismo.
2.2.2.2 Estabilidad de tensión La estabilidad de tensión se refiere a la habilidad de los sistemas de potencia de mantener la
tensión estable en todas las barras del sistema, después de haber sido objeto de una
perturbación. Este tipo de estabilidad depende de mantener y/o restaurar el equilibrio entre
la generación y la demanda de energía en el sistema, la inestabilidad se puede dar en la
forma de una caída, o aumento progresivo en la tensión de algunas barras [KUN, 2008].
47
Como en el análisis de estabilidad transitoria, las simulaciones en el dominio del tiempo
sirven como una herramienta efectiva y precisa para el análisis de estabilidad de tensión.
Sin embargo, los requerimientos computacionales son demandantes. Para aumentar la
velocidad del análisis, se realizan algunas simplificaciones asumiendo que el sistema se
encuentra en estado estable, para así aplicar métodos estáticos, tales como el método de
continuación, para determinar los limites de cargabilidad y adoptar algunos índices de
sensibilidad para estimar la distancia del punto actual de operación del sistema hasta el
colapso de tensión [KUN, 1994] [CUT, 1998] [BER, 2004].
2.2.2.3 Estabilidad de frecuencia La estabilidad de frecuencia se refiere a la habilidad del sistema de potencia para mantener
la frecuencia estable luego de una perturbación. La estabilidad depende de la habilidad para
mantener o restaurar el equilibrio entre la generación y la demanda, con la mínima pérdida
no intencional de carga. La consecuencia de la inestabilidad es la producción de
oscilaciones sostenidas en frecuencia, las cuales conducen a la pérdida de unidades
generadoras y/o cargas [KUN, 2008].
La posible inestabilidad de frecuencia es usualmente analizada con simulaciones en el
dominio del tiempo. Aunque el procedimiento es similar al de estabilidad transitoria, el
modelo del sistema de potencia podría necesitar alguna adaptación. Por ejemplo, dado que
este análisis es un proceso dinámico a largo plazo, se necesita una representación apropiada
del primomotor, de los sistemas de protección y de los sistemas de control [KUN, 1994].
2.3 Características y conexión de la generación distribuida con la red Los sistemas eléctricos de potencia operan como sistemas estandarizados de corriente
alterna a 50 o 60 Hz. La potencia se genera, principalmente, por generadores síncronos.
Estos generadores impulsados por turbinas son los responsables de mantener la frecuencia
del sistema y ésta es directamente proporcional a la velocidad de los generadores síncronos,
como se observa en (2.1).
48
sin60n
pf ⋅= (2.1)
Donde sinn denota la velocidad de sincronismo del generado en revoluciones por minuto
[ ]RPM , Pel número de pares de polos en el circuito magnético y f es la frecuencia a la que
se genera la tensión [ ]ZH .
Debido a la variedad de fuentes de energía primaria, la generación distribuida puede
generar electricidad por medio de máquinas eléctricas rotativas o estáticas. Cuando la
energía primaria es convertida a energía mecánica, ésta se utiliza para mover las maquinas
eléctricas rotativas (generadores síncronos o de inducción), generando así potencia alterna.
Si dicha potencia es generada a la frecuencia del sistema o cerca de ella, el generador se
puede acoplar directamente con la red. Sin embargo, si la frecuencia generada difiere de la
frecuencia del sistema, se debe utilizar una interface de electrónica de potencia, este caso se
podría presentar si la fuente de energía primaria es intermitente en la naturaleza, (el viento
o las olas del mar).
La generación distribuida también puede producir potencia alterna por medio de un
primomotor a altas velocidades de rotación (microturbinas). En este caso, la potencia
alterna es generada a una frecuencia constante, pero a una frecuencia mayor que en la red,
por lo que se requiere de una interface.
En caso de que se genere potencia directa (células fotovoltaicas o células de combustibles)
la interface de electrónica de potencia se necesita para transformar potencia directa a
alterna con la misma frecuencia de la red. En este sentido la conexión de la generación
distribuida a la red se puede clasificar en dos categorías:
a) Generación distribuida conectada directamente a la red
b) Generación distribuida conectada indirectamente a la red
49
2.3.1 Generación distribuida conectada directamente a la red La Figura 2.2 muestra el diagrama esquemático de una unidad de generación distribuida
conectada directamente a la red. El primomotor opera a velocidad constante y mueve al
generador que puede ser tanto síncrono como de inducción.
2.3.1.1 Generación distribuida equipada con generadores síncronos En los generadores síncronos la ecuación (2.1) es a aplicable y por tanto, manteniendo la
velocidad del primomotor constante, el generador puede producir potencia a la frecuencia
de la red. Este es el caso en las plantas de vapor, turbinas a gas y en plantas de
cogeneración.
Figura 2.2 Diagrama esquemático de generación distribuida conectada directamente a
la red
50
2.3.1.2 Generación distribuida equipada con generadores asíncronos Cuando el primomotor no opera a velocidad constante, es adecuado utilizar un generador de
inducción, en este caso, n ya no será una velocidad constante y se aplica la ecuación (2.2)
[ ]RPMnsn sin)1( ⋅−= (2.2)
Donde srepresenta el deslizamiento.
Los generadores de inducción son empleados, normalmente, en pequeñas plantas
hidroeléctricas o en pequeños parques eólicos, en estos la velocidad del generador de
inducción varia con la fuerza de torsión (par o torque) que se le aplique al rotor.
Usualmente se utiliza una caja de engranaje para acoplar el rotor lento del primomotor con
el rotor del generador que gira a una velocidad superior (1200 a 1500 RPM), como se
muestra en el esquema de la Figura 2.3.
Figura 2.3 Diagrama esquemático de la conexión de generación distribuida a la red a
través de una caja de engranajes
51
2.3.2 Generación distribuida indirectamente conectada a la red Los sistemas de potencia operan a una frecuencia constante. No obstante, algunos tipos de
generación distribuida generan electricidad de corriente directa (paneles solares, células de
combustible), o generan electricidad de corriente alterna a frecuencias altas, o variables
(microturbinas, algunos tipos de turbinas eólicas), lo anterior hace necesario la utilización
de una interface para conectar estos dispositivos con la red. Para la generación distribuida
indirectamente conectada a la red se distinguen los siguientes casos:
a) Generación distribuida generando corriente directa
b) Generación distribuida generando corriente alterna a alta frecuencia o con
frecuencia variable
c) Generador de inducción con convertidor en el rotor
2.3.2.1 Generación distribuida generando corriente directa Una unidad de generación distribuida que entregue corriente directa está caracterizada,
principalmente por utilizar generación eléctrica sin partes rotativas como son: las células de
combustibles y las células fotovoltaicas. La Figura 2.4 muestra un diagrama simplificado de
dicho tipo de plantas. La energía primaria es transformada en energía eléctrica sin la
intervención de maquinas rotativas. La corriente directa de la salida puede ser fluctuante
por lo que se suaviza con un capacitor, antes de ser convertida en corriente alterna a la
misma frecuencia de la red. Adicionalmente, se puede implementar un filtro para limpiar la
señal a la salida.
Figura 2.4 Generación distribuida indirectamente conectada a la red.
52
2.3.2.2 Generación distribuida generando a frecuencias altas o variables Algunas unidades de generación distribuida, como las microturbinas o los aerogeneradores
utilizan máquinas rotativas para generar electricidad, pero aun así necesitan conectarse a la
red a través de electrónica de potencia. Existen dos situaciones en que la electrónica de
potencia se utiliza como interface entre este tipo de máquinas generadoras y la red:
a) Cuando la maquina eléctrica rotativa genera corriente alterna a una frecuencia muy
por encima de la encontrada en la red.
b) Cuando la fuente de energía primaria causa que el primomotor conduzca al
generador eléctrico rotativo a una velocidad variable, resultando en una frecuencia
variable.
Esto se ilustra en la Figura 2.5, la alta frecuencia o la frecuencia variable de la corriente
alterna generada es rectificada a corriente directa. Un capacitor se encarga de suavizar la
señal antes de ser transformada a la frecuencia de la red, y por ultimo una etapa de filtrado
se aplica para limpiar la señal.
Figura 2.5 Generación distribuida indirectamente conectada a la red.
53
2.3.2.3 Generador de inducción con convertidor en el rotor Los devanados del estator en un generador de inducción se pueden conectar directamente a
la red, con los devanados del rotor conectados bidireccionalmente a la interface de
electrónica de potencia como lo muestra la Figura 2.6. Las frecuencias mecánicas y
eléctricas del estator son controlables en un cierto rango, y las frecuencias eléctricas tanto
del rotor como del estator se pueden igualar independientemente de la velocidad mecánica
del rotor.
Figura 2.6 Generador de inducción con convertidor en el rotor
54
3 IMPACTO DE LA GENERACIÓN DISTRIBUIDA EN LA ESTABILIDAD DE UN SISTEMA ELÉCTRICO DE
POTENCIA. Los estudios de estabilidad en sistemas eléctricos sirven para determinar la capacidad de
éstos para alcanzar un punto de funcionamiento estable tras la ocurrencia de una
perturbación (cortocircuito o la desconexión de un generador, línea o transformador). Estos
estudios afectan la planificación y explotación de los sistemas eléctricos en mayor o menor
medida, dependiendo de las características de los mismos. Los sistemas eléctricos pequeños
presentan características tales que la estabilidad es un problema de primer orden, estos
sistemas de pequeño tamaño están equipados total o parcialmente con grupos generadores
de baja inercia. Por ello, las variaciones de frecuencia que se producen en caso de
perturbaciones son muy superiores a las que se experimentan en sistemas fuertemente
interconectados, además, las redes eléctricas de los sistemas pequeños están por lo general
poco enmalladas y son de niveles de tensión inferiores a las redes de los sistemas
interconectados, por tanto este tipo de sistemas es más susceptible a las perturbaciones
provocadas por la inserción de generación distribuida. [TRE, 2006].
3.1 PROBLEMAS GENERALES 3.1.1 Sobrecargas En los sistemas de distribución que cuentan con alta penetración de generación distribuida,
no es posible tratar a la red como un circuito radial donde los flujos de potencia tienen un
solo sentido. Por el contrario, aparecerán diferentes sentidos debido a la contribución de
generadores distribuidos. La magnitud y sentido de los nuevos flujos de potencia, puede ser
tal, que causen la pérdida de líneas primarias de distribución y de diferentes elementos de la
red.
En caso de que se pierdan líneas y/o transformadores, cualquiera de estos elementos
conlleva, por lo general, al aislamiento de grandes cargas eléctricas, provocando que los
generadores del sistema enfrenten problemas de inestabilidad transitoria.
55
Dado el caso que se pierdan generadores, es probable que gran parte de la generación
pérdida sea asumida por generadores en otras áreas de intercambio. En consecuencia se
tendrá un aumento del transporte de energía. El exceso de transporte de energía entre áreas
de intercambio a través de las líneas de interconexión, causa que las corrientes se eleven, lo
que contribuye a grandes caídas de tensión, que se traducen en problemas para la
estabilidad de tensión del sistema. Además, la pérdida de generación produce un
desequilibrio entre la generación y el consumo, que coloca al sistema en riesgo de caer en
inestabilidad.
3.1.2 Disminución del tiempo disponible para despejar una falla Existe muchas tecnologías de generación distribuida que difieren significativamente de la
generación convencional, por ejemplo, algunos generadores distribuidos se conectan a la
red mediante un convertidor, lo que es inusual en los generadores síncronos
convencionales. Se puede decir que cuando se realizan estudios de estabilidad, las
características más significativas de las nuevas tecnologías de generación distribuida
(excepto aquellas construidas con generadores síncronos) son el bajo amortiguamiento y las
bajas constantes de inercia, Que en algunos casos extremos como las células de
combustibles, es indefinida.
La poca o ninguna inercia característica de algunas tecnologías de generación distribuida,
repercute en el tiempo disponible para despejar una falla sin tener problemas de estabilidad.
Para explicar lo anterior, considere un generador síncrono cuya ecuación de oscilación está
dada por la ecuación (3.1).
2
20
2( , ) [ ]m e
H dT T por unidad
dt
δ δ δω
= −�
(3.1)
56
Dondeδ , mT y eT son el ángulo del rotor, el par mecánico de la turbina y el par eléctrico
producido por el generador respectivamente, H corresponde a la constante de inercia del
rotor y esta expresada en (3.2).
[ ]2
,m base
base
JH por unidad
p
ω= (3.2)
La constante de inercia se relaciona con la energía cinética de la masa rotativa del
generador [YAO, 1983], y claramente, está definición no aplica para sistemas sin masas
rotativas. A continuación se evaluará el impacto que tiene la inserción de pequeñas
constantes de inercia (algunos tipos de generación distribuida), sobre la estabilidad
transitoria del sistema de potencia. Como ejemplo, se toma un aerogenerador que tiene
como característica un rotor liviano y una capacidad de potencia instalada relativamente
grande. La ecuación de oscilación se puede reescribir en por unidad como se muestra en
(3.3).
[ ]2 .
, ,20
2( , )m pu e pu
H dT T por unidad
dt
δ δ δω
= − (3.3)
En caso de que un cortocircuito trifásico sólido a tierra ocurra en terminales del
aerogenerador, tal que , 0e puT = , entonces el máximo tiempo disponible para que actúen las
protecciones y aíslen la falla sin que el aerogenerador pierda el sincronismo con la red, se
puede calcular de acuerdo a (3.4) y se denomina tiempo crítico de aclaración. Más allá de
éste tiempo, el aerogenerador no regresará a su estado de operación estable una vez
aclarada la falla.
[ ]0 ,
4δω
= crcr
m pu
Ht s
T (3.4)
57
En (3.5) se puede observar que si la relación “d” entre la constante de inercia del
aerogenerador y el par mecánico generado por éste, mostrada en (3.5) decrece, también lo
hará el tiempo crítico de despeje crt , expresado en (3.4). Por tanto, para preservar la
estabilidad del aerogenerador, el sistema de protección debe aislar la falla más rápido que
en caso de utilizar un generador síncrono equivalente con la misma calificación.
,m p u
Hd
T= [ ]en por unidad (3.5)
Se puede concluir que las protecciones convencionales preexistentes en el sistema,
probablemente no actuaran con la rapidez necesaria para impedir que las unidades de
generación distribuida pierdan el sincronismo ante la ocurrencia de una falla.
3.1.3 Variaciones inadmisibles en la frecuencia La baja inercia característica de las partes rotativas de muchas tecnologías en generación
distribuida, como son: las células fotovoltaicas, las células de combustible o las
microturbinas, entre otras, trae como consecuencia, ante cualquier perturbación, variaciones
inadmisibles en la frecuencia de un sistema de potencia. La frecuencia en estos sistemas
está determinada, básicamente, por los generadores síncronos conectados, para los cuales la
ecuación (3.3) es aplicable y se puede presentar como en (3.6).
02ω
H
T
dt
df a= Hz
s
(3.6)
Donde df dt representa la variación en la frecuencia, )( ,, puepuma TTT −= es el par
acelerante de la maquina y 0ω representa la velocidad síncrona de ésta. En (3.6) se puede
observar cómo la variación de la frecuencia es directamente proporcional al par acelerante
aT , e inversamente proporcional a la constante de inercia H . Para ampliar la discusión a la
58
frecuencia de todo un sistema de potencia, se presenta la relación (3.7), la cual representa la
sumatoria de las constantes de inercia para todas las máquinas generadoras conectadas
(síncronas o no), entre la sumatoria de los pares acelerantes de las mismas.
[ ], ,
KK
a pu jJ
HD en por unidad
T=∑
∑ (3.7)
En caso de conectar al sistema de potencia, generación distribuida con poca inercia, ésta
básicamente aumenta el denominador de la ecuación (3.7), dejando prácticamente
invariante su numerador. En consecuencia, la relación (3.7) es notablemente menor con
generación distribuida conectada, que sin ésta y al repartir su efecto en los generadores
síncronos del sistema, a cada uno de estos le toca una porción menor del efecto aH T . Por
tanto, desde la ecuación (3.6), se puede afirmar que las oscilaciones del rotor de la máquina
síncrona, ante una perturbación, serán más severas cuando hay alta penetración de
generaron distribuida, es decir que el sistema se vuelve susceptible a la inestabilidad de
pequeña señal.
3.1.4 Disponibilidad de datos relevantes Cuando se analiza la estabilidad de un sistema de potencia, tanto la estabilidad dinámica
como la transitoria, son estudios que deben ser abordados para asegurar la apropiada y
confiable operación de éste. En cualquier caso, es extremadamente importante contar con
modelos apropiados que reflejen las principales características dinámicas del sistema con
una precisión razonable, esto con el fin de obtener resultados confiables de los diferentes
estudios.
Para obtener resultados que reflejen el comportamiento del sistema en forma adecuada, se
debe garantizar que los datos de los diferentes componentes del sistema sean tan cercanos a
la realidad como sea posible, lo que implica que los fabricantes de tecnologías de
generación distribuida, deben proveer todas las características técnicas relevantes de éstos,
59
para su correcta inserción en los estudios de estabilidad. Sin embargo, hasta el momento
dichas características deben ser obtenidas por los investigadores, lo que deriva en mayores
errores, los cuales que afectan los estudios de estabilidad.
3.1.5 Modelos dinámicos de las tecnologías en generación distribuida A medida que la penetración de la generación distribuida aumenta, las redes de distribución
se tornan más activas y su conducta se asemeja más a una red de transmisión; por tanto,
cuando los niveles de penetración traspasan cierto umbral, la red consumirá ciertas
cantidades de potencias activas y reactivas que hacen inapropiados los modelos en los que
la red de distribución es caracterizada solo con cargas estáticas.
Por otra parte, así como en el caso de la red de distribución, también es necesario revisar el
modelo de los generadores distribuidos, con el fin de abordar investigaciones en la
estabilidad y el control de la generación distribuida, ya que éste tipo de generación presenta
características especiales. Por ejemplo, las microturbinas que se conectan directamente a la
red cuentan con “convertidores conmutados de potencia”, lo que implica un elemento
adicional que debe ser modelado en forma adecuada, lo mismo sucede con los generadores
doblemente alimentados usados por las turbinas eólicas, entre otros ejemplos.
Ahora bien, dependiendo del fenómeno dinámico de interés se pueden utilizar diferentes
modelos y simulaciones en los análisis. Sin embargo es de anotar que en la actualidad, la
mayoría de los software de simulación disponible no cuentan con modelos detallados de las
tecnologías de generación distribuida, por tanto los programas de cómputo para análisis
deben realizar el modelamiento de varios componentes sin el apoyo de modelos
establecidos y reconocidos.
La suma de los inconvenientes mencionados anteriormente, permitió que la importancia del
modelamiento de las diferentes tecnologías haya sido advertida por los ingenieros e
investigadores, lo que resulto en numerosos artículos que reportan el desarrollo de los
modelos dinámicos de las máquinas de inducción doblemente alimentadas, células de
60
combustibles, microturbinas y cargas genéricas, [YAO, 1983] [FEI, 2000] [KLE, 1991]. Sin
embargo se deben seguir realizando esfuerzos que permitan el correcto modelamiento de la
generación distribuida, en los estudios de estabilidad.
3.1.6 Efecto de los generadores asíncronos o de inducción Un generador de inducción posee una serie de características que lo hacen adecuado para
ser utilizado en aplicaciones de generación distribuida. Algunas de estas características son:
precios relativamente bajos, funcionamiento a diferentes velocidades de giro, bajos costos
de mantenimiento, entre otros. Sin embargo, desde el punto de vista de la estabilidad de
tensión, los generadores de inducción presentan la característica indeseable de absorber
potencia reactiva de la red para magnetizar sus devanados. Cuando los generadores de
inducción son conectados directamente a la red, pueden generar un déficit en la potencia
reactiva disponible en el sistema, a lo cual el sistema responde importando reactivos desde
otras zonas con la finalidad de restablecer el equilibrio. Desafortunadamente, lo anterior no
siempre es posible, ya sea por la falta de excedentes de potencia reactiva en el sistema, o
por las limitaciones de transporte impuestas por las líneas de interconexión. En cualquier
caso, el resultado es un deterioro en el perfil de tensiones del sistema.
Para compensar la falta de potencia reactiva provocada por los generadores de inducción, es
común conectar bancos de capacitores en paralelo. No obstante, esto no ofrece una solución
definitiva ya que los capacitores generan una menor cantidad de potencia reactiva cuando el
nivel de tensión en la barra a la cual se conectan disminuye. Mientras que en la misma
situación la potencia reactiva absorbida por el generador de inducción aumenta.
Afortunadamente existen medios más eficaces que evitan éste problema, como la
instalación de “convertidores autoconmutados de potencia”. No así los convertidores
conmutados por la red pueden agravar el problema.
3.1.7 Convertidores conmutados por la red Al igual que los generadores de inducción, los convertidores conmutados por la red siempre
consumen potencia reactiva del sistema, en una cantidad que puede ser tan alta como el
61
30% de la potencia nominal del convertidor, haciéndolos cualitativamente equivalente a un
generador de inducción conectado directamente a la red. De aquí que en determinadas
circunstancias, la presencia de un convertidor puede afectar negativamente la estabilidad de
tensión.
Es de señalar sin embargo, que los últimos logros en electrónica de potencia se tradujeron
en la llegada de dispositivos a precios relativamente baratos, que pueden compensar
potencia reactiva, con alta calidad técnica.
3.1.8 Efecto de los generadores síncronos Los generadores síncronos convencionales son capaces tanto de generar como de absorber
potencia reactiva. La utilización de éstos generadores en forma sobre excitada, permite la
producción de potencia reactiva en forma local, mejorando el perfil de tensiones y
reduciendo así la transferencia de potencia reactiva desde otras zonas del sistema.
Utilizando las curvas P-V como herramienta gráfica para el estudio de estabilidad de
tensión, se puede mostrar conceptualmente el impacto que tiene la conexión de un
generador síncrono en una barra determinada. Como se ve en la Figura 3.1, la instalación de
un generador síncrono con potencia P∆ [MW], mueve el punto de operación sobre la
curva, desde A hasta B, resultando en un aumento de la tensión del nodo en la cantidad
0VVDG − .
62
Figura 3.1 Curva p-v para un nodo hipotético
El margen de estabilidad aumenta de 0m hasta DGm . Una inmediata e importante conclusión
que se puede escribir en este punto, es que la instalación de generación distribuida basada
en generadores síncronos probablemente mejorará la estabilidad de tensión del sistema.
Además de una mejora en la tensión, la utilización de generadores síncronos, también
contribuye a la disminución de las pérdidas en potencia reactiva en el sistema, como lo
sugiere la (3.8).
[ ( ) ( ) ] [ ]= − + − Lloss load DG load DG
XQ P P Q Q VAR
V2 2
2 (3.8)
En () loadP , loadQ , DGP y DGQ son respectivamente las potencias activas y reactivas de la
carga y de la generación distribuida. LX es la reactancia de línea que conecta la carga con
la subestación de alimentación. Claramente, mientras la potencia activa inyectada por la
generación distribuida aumenta, las pérdidas de potencia reactiva disminuyen, lo que tiene
un impacto positivo en la estabilidad de tensión del sistema.
63
3.1.9 Disparo innecesario de protecciones Este problema podría ocurrir cuando una falla se localiza fuera del alimentador al cual se
conecta la generación distribuida, como se muestra en la Figura 3.2. La corriente de falla se
alimentara tanto desde la subestación, como desde la generación distribuida conectada al
alimentador 1. En esta situación, la protección de sobrecorriente ubicada al principio del
alimentador 1 podría dispararse por la contribución a la corriente de falla que hace el
generador G. Esto es posible si la dirección de la corriente no es censada por el relé, lo cual
es muy común en muchas de las redes actuales. También influye en esta situación, el tipo
de tecnología utilizada como generación distribuida. En el caso de que se utilice un típico
generador de inducción, su contribución a la corriente de falla probablemente decaiga lo
suficientemente rápido como para no causar ningún problema. Por el contrario, un
generador de inducción podría sostener la corriente de falla el tiempo necesario como para
causar disparos innecesarios de las protecciones [KLE, 1991].
Figura 3.2 disparo innecesario del relé 1, en caso de una falla en el alimentador 2.
64
3.1.10 Fallas no detectadas por las protecciones La protección contra sobrecorrientes en los alimentadores podría no operar debido a la
presencia de generación distribuida, como se muestra en la Figura 3.3. La generación
distribuida está ubicada entre el punto donde ocurre la falla y la subestación alimentadora.
La generación distribuida contribuye a todas fallas y por lo tanto aumenta el nivel de la
corriente de falla. Sin embargo, ésta corriente medida en el relé del alimentador 1, decrece
debido a la contribución de la generación distribuida. Lo anterior se da por que la corriente
de falla total es dividida entre las fuentes de alimentación. Una vez más, en caso de que la
generación distribuida utilice máquinas de inducción, es probable que el impacto final sea
un retraso en la operación del relé y no repercuta en fallas no detectadas. En caso de que se
utilicen generadores síncronos estos son capaces de mantener la corriente de falla por más
tiempo lo que resulta en problemas mayores. Es de anotar que la generación distribuida
podría causar un retraso en la operación de los relés aún cuando ésta sea desconectada
apropiadamente, esto se debe a los tiempos de operación de los relés [KLE, 1991].
65
Figura 3.3 la generación distribuida previene la correcta operación de la protección
del alimentador.
3.2 PROBLEMAS PARTICULARES 3.2.1 Generación por microturbinas a gas En esta parte del documento se hace referencia a algunos problemas técnicos típicos de las
turbinas de gas que eventualmente pueden impactar en la estabilidad del sistema.
3.2.1.1 Sobretemperaturas internas Las microturbinas accionadas por gas son turbinas de alta velocidad (460000 rpm a 96000
rpm), lo cual contribuye a generar altas temperaturas en los rodamientos a causa de la
fricción. Sumado a esto, está la temperatura que aporta el proceso de combustión. Para
evitar excesos de temperatura, las microturbinas cuentan con termopares que censan la
temperatura a lo largo de todo el módulo. En caso de un mal funcionamiento, la alta
temperatura se propagará a través de las tuberías, hasta alcanzar elementos sensibles como
la electrónica de potencia, lo que implica que la calidad de la señal de potencia generada se
66
vea alterada drásticamente, produciendo desde variaciones en la tensión, hasta la posible
desconexión de la microturbina con la red, causada por la pérdida de sincronismo. La
perdida de éstas pequeñas unidades de generación causan pequeñas perturbaciones que
pueden ser problemáticas en sistemas con poca capacidad de amortiguamiento [NRE,
2003].
3.2.1.2 Alta temperatura del medio ambiente En las microturbinas, a medida que la temperatura ambiente aumenta, la potencia eléctrica
generada disminuye, debido a que la densidad del aire cae a medida que aumenta la
temperatura. Lo anterior causa una disminución en el poder calorífico de la mezcla de aire
con combustible, y por tanto el par aplicado al rotor será menor, lo que conlleva a la
disminución de la potencia eléctrica generada. De otra parte, la eficiencia de la
microturbina también se ve afectada por cambios de temperatura ambiente, ya que el
compresor necesita más potencia para comprimir aire, a medida que la temperatura
ambiente aumenta. Por lo anterior, los fabricantes entregan tablas de la variación de la
eficiencia frente a la altitud sobre el nivel del mar, y la potencia eléctrica entregada frente a
la temperatura ambiente, esta última se muestra en la Figura 3.4.
Figura 3.4 impacto de la temperatura ambiente en una microturbina
67
La magnitud de la perturbación producida por la microturbina, depende de que tan brusco y
amplio sea el cambio en la temperatura del lugar de emplazamiento. [NRE, 2003].
3.2.2 Generación con motores de combustión interna Para los motores de combustión interna, se hace necesario controlar el proceso de
combustión, de tal manera que esta se realice en forma continua. Los cambios en la tasa a la
cual se quema el combustible producen oscilaciones en la velocidad a la cual gira el rotor
del motor. Éste se caracteriza por ser susceptible a cambios de velocidad y debido a su
pobre inercia, se dificulta mantener una velocidad constante. La mezcla en la combustión se
debe ajustarse continuamente para que las variaciones en la velocidad sean mínimas, de lo
contrario los motores de combustión interna generaran oscilaciones en la señal de potencia
inyectada, que pueden o no ser amortiguados por el sistema.
3.2.3 Generación eólica 3.2.3.1 Demanda de reactivos. La inserción de generación distribuida con generadores asíncronos al sistema produce un
aumento en la energía reactiva absorbida de la red, lo que puede derivar en corrientes por
las líneas demasiado elevadas, que provocan grandes caídas de tensiones en las mismas.
Desde el punto de vista de la estabilidad de tensión, la aparición y penetración de la energía
eólica en los sistemas de potencia, trae consigo nuevos problemas en la operación y
planificación de las redes eléctricas. Esto se debe a que los generadores asíncronos
utilizados por la mayoría de los sistemas eólicos inyectan potencia activa a la red y al
mismo tiempo absorben potencia reactiva de ésta, la cual utilizan para magnetizarse y poder
funcionar, en consecuencia la generación eólica es vista por el sistema de potencia como
una carga reactiva. Los sistemas eléctricos de potencia serán objeto de una inestabilidad de
tensión cuando no son capaces de entregar la suficiente energía reactiva que se demanda
por la conexión de grandes cargas, entre ellas la generación eólica o la producción de fallas
en determinados momentos [ARO, 2004].
68
3.2.3.2 Huecos de tensión En un sistema eléctrico se efectúan maniobras de arranque de grandes motores,
acoplamiento de transformadores a la red y desconexión de condensadores, entre otras. De
igual forma el sistema recibe impactos de rayos que producen fallas entre fases o a tierra.
Para cada una de éstas situaciones se producen alteraciones en la tensión.
Un hueco de tensión es la reducción brusca de la tensión en una fase y posterior
recuperación de la misma en milisegundos. Normalmente, para simplificar, se asimila a una
onda cuadrada con una tensión remanente UR, en tanto por ciento de la nominal, y un
tiempo que oscila entre 100 y 600 milisegundos, recuperándose entre 1 y 3 Segundos
después. El hueco de tensión afecta fundamentalmente a la electrónica de los consumidores,
en sus computadores, procesos de control, entre otros. También afecta a los parques eólicos
que emplean generadores asíncronos, aunque si el hueco tiene una duración grande,
superior a los 600 milisegundos, también afecta a los generadores síncronos. La Figura 3.5
ilustra el fenómeno de huecos de tensión.
Figura 3.5 Hueco de tensión
A continuación se enumeran las principales máquinas utilizadas por los generadores eólicos
y el impacto que los huecos de tensión tiene sobre ellas.
69
a) Generadores asíncronos jaula de ardilla de velocidad fija de pala
Al producirse una falla en la red y bajar la tensión en los terminales del generador, se
produce una aceleración del rotor, que produce una elevación de la velocidad de la
máquina, provocando la actuación de las protecciones de sincronismo, las cuales
desconectan al generador del sistema. Una vez despejada la falla, al recuperase la tensión
en la red, la máquina absorbe una gran cantidad de potencia reactiva, que dificulta la
recuperación de la tensión de la red en el punto de conexión.
La solución a éste problema consiste en instalar un SVC (Static Voltage Compensator) en
el generador o parque eólico, que supla la potencia reactiva y mantenga la tensión en el
mismo. En la Figura 3.6 se muestra un generador asíncrono conectado directamente a la
red.
Figura 3.6 Generador asíncrono directamente conectado a la red
70
b) Generadores asíncronos doblemente alimentados
Estos aerogeneradores tienen acoplado a la salida del rotor un doble convertidor,
(rectificador-inversor) con una capacidad del 30% de la potencia nominal del generador,
para rectificar primero y ondular posteriormente las corrientes del rotor e inyectarlas en la
red. Cuando se produce una falta se eleva la corriente del estator y por inducción, también
aumenta la corriente del rotor, la cual debe pasar por el convertidor en su camino a la red,
causando posibles daños en éste, con lo que se aumenta bruscamente la corriente del rotor
por efecto transformador. La sobreintensidad tiene que pasar por el convertidor en su
camino hacia la red, por lo que si no se reduce su valor puede resultar dañado el
convertidor. Existen varias soluciones técnicas para combatir el anterior problema:
a) Una posible solución es utilizar un crowbar activo, como el que se muestra en la Figura
3.7, formada por diodos y un IGBT, que consiste en provocar un cortocircuito a la
salida del rotor al detectarse el incremento de corriente, convirtiendo el generador en
uno de jaula de ardilla. Una vez desaparecida la falla se vuelve a la condición inicial.
Figura 3.7 Crowbar activo, formado por diodos y un IGBT
b) Otra posible solución consiste en insertar al inicio de la falla, unas resistencias en la
barra de continua, entre los convertidores, para conseguir que la tensión de continua no
71
sobrepase sus límites nominales. En lugar de las resistencias se pueden utilizar
elementos almacenadores de energía, los cuales devuelven la energía una vez eliminada
la falla. Para aplicar esta solución es necesario aumentar la capacidad para soportar
corriente del convertidor. En la Figura 3.8 se muestra el diagrama de un aerogenerador
asíncrono doblemente alimentado.
c)
Figura 3.8 Aerogenerador asíncrono doblemente alimentado
d) Generadores síncronos de velocidad variable de palas y convertidor entre la salida del
estator y la red
Estos generadores tienen instalado un doble convertidor por el que pasa toda la energía
absorbida del viento hacia la red. El generador está desacoplado de la red a causa del doble
convertidor, por lo que los transitorios de ésta no producen un gran impacto. En la Figura
3.9 se muestra el diagrama de un aerogenerador síncrono con convertidor en el estator.
72
Figura 3.9 Aerogenerador síncrono con convertidor en el estator
En general los huecos de tensión que se producen en terminales de parques eólicos con
máquinas asíncronas, producen una perturbación que causa problemas en la estabilidad
transitoria del sistema. [ROU, 2005].
3.2.3.3 Caja de engranajes En los aerogeneradores que utilizan máquinas síncronas para transformar la energía
mecánica entregada por el viento en energía eléctrica. Es común encontrar un dispositivo
mecánico encargado de acoplar la velocidad de rotación de las palas con la velocidad
síncrona del rotor; este dispositivo es la caja de velocidades, el cual es uno de los
componentes que mas falla dentro de un aerogenerador. Al fallar la caja de velocidades se
producen oscilaciones en el par mecánico aplicado al rotor, lo que produce pérdida de
sincronismo entre el aerogenerador y la red, lo que redunda en que este sea desconectado
por las protecciones de sincronismo y como ya se dijo anteriormente, la pérdida de
importantes unidades de generación trae problemas en la estabilidad transitoria del sistema.
3.2.3.4 Variaciones en la dirección del viento Los cambios en la dirección del viento representan un problema para los aerogeneradores
debido a su aleatoriedad. Si un aerogenerador no es capaz de corregir su posición relativa al
viento en forma inmediata, para aprovechar toda la energía mecánica producida por el
viento, se produce una caída en el par mecánico aplicado al aerogenerador, y en
73
consecuencia se pierde velocidad de rotación, hasta el punto en que la máquina sea
desconectada de la red por las protecciones de sincronismo.
Dado el caso en que todo un parque eólico conformado por aerogeneradores del mismo tipo
(iguales características técnicas), que no cuenten con un control de orientación con respecto
a la dirección del viento, entonces, la potencia inyectada por el parque eólico disminuirá a
una taza que dependerá de la velocidad con que cambie la dirección del viento. Esto puede
representar una perturbación importante, que deberá ser absorbida por el sistema [MUK,
1999].
3.2.4 Generación a partir de células fotovoltaicas A continuación se describirán una serie de situaciones que afectan a las células
fotovoltaicas y cuyo efecto final es el mismo, la pérdida de potencia inyectada al sistema.
Ya sea que ocurra en forma gradual o repentina se considera que el efecto producido en el
sistema eléctrico será similar debido a que la potencia que manejan estas unidades es
pequeña en relación a la potencia total del sistema. Por tanto, se producirán pequeñas
perturbaciones que afectan la estabilidad de pequeña señal y de no presentarse un adecuado
amortiguamiento podrían incluso llevar al sistema al colapso. [NRE, 2005].
3.2.4.1 Deterioro del encapsulado El encapsulado de la célula fotovoltaica se deteriora debido a la radiación solar u otros
agentes meteorológicos, lo que dificulta la transmisión de luz hacia la célula. Como
consecuencia de esto la potencia máxima entregada por la célula disminuye a medida que el
encapsulado se deteriora. Además debido a que el deterioro no es lineal, se presentan caídas
repentinas y significativas.
3.2.4.2 Separación entre el encapsulado y la célula fotovoltaica.
Debido al desgaste que el tiempo produce, se da la separación entre el encapsulado y la
célula, lo que introduce pérdidas ópticas y permite a su vez la entrada y acumulación de
74
humedad en el espacio libre favoreciendo la corrosión. La consecuencia de este problema
es la pérdida de potencia máxima entregada.
3.2.5 Generación a partir de células de combustible Las células de combustibles entregan una tensión estándar de 1.2V, por tanto para encontrar
valores deseados de tensión y de potencia, es necesario la interconexión adecuada de varias
unidades que conforman un fuel Cell Stack o módulo, con el peligro de que si se rompe la
conexión o algún módulo es cubierto por sombra, la potencia generada sufrirán una caída
repentina, total o parcial, dependiendo del tipo de célula se produciría un déficit de hasta
100MW,esta cantidad que representa una perturbación relevante, para la estabilidad
transitoria de pequeños y medianos sistemas de potencia.
75
4 Medidas para amortiguar los impactos de la generación distribuida sobre la estabilidad de los sistemas de potencia.
Como ya se presentó en el capitulo anterior, la generación distribuida presenta algunos
desafíos para la estabilidad de un sistema eléctrico de potencia, tales como: la disminución
del tiempo disponible para que el sistema de protecciones aísle parte del sistema bajo
condiciones de falla, problemas en la estabilidad de tensión, disminución de la inercia total
del sistema, entre otros. El objetivo de este capítulo es plantear algunas posibles soluciones
para los problemas anteriormente mencionados.
4.1 Cuantificación de los niveles de sobrecarga debido a la integración generación
distribuida Una de las primeras preguntas a responder es: ¿qué cantidad de generación distribuida se
puede agregar a un sistema sin que afecta la cargabilidad de las líneas de distribución? con
la intención de resolver ésta pregunta, se define el nivel de penetración de generación
distribuida en un sistema de potencia, como se muestra en las ecuaciones 4.1 y 4.2 [STR,
2002].
[ ]*100%DG
Load
PPL W
P= (4.1)
[ ]*100%=+DG
Load DG
PPL W
P P
(4.2)
En las ecuaciones (4.1) y (4.2), DGP y LoadP , representan la potencia producida por los
generadores distribuidos y la potencia demandada por las cargas, respectivamente.
Cualquiera de estas dos ecuaciones son aplicables para determinar el nivel de penetración
en generación distribuida de un sistema de potencia.
76
Uno de los aspectos más importantes a tener en cuenta en el cálculo de la máxima cantidad
de generación distribuida que se puede añadir al sistema, es el modo de operación de la
generación distribuida. Es decir, la potencia entregada por éste tipo de generación sigue o
no las variaciones de la carga. De no ser así, los generadores distribuidos podrán entregar
una cantidad de potencia constante, que en situaciones de carga pico, contribuyan a
sobrecargar las líneas principales y las subestaciones. [STR, 2002]
Considerando el sistema de potencia prototipo que se muestra en la figura 4.1, se pueden
definir tres casos de cargas típicos para un sistema con generación distribuida. Aunque
hipotético, el sistema posee todos los atributos relevantes para el siguiente análisis. La red
está compuesta por seis barras (B1 a B6) con cargas conectadas a cada barra (LD1 a LD6) y
tres generadores distribuidos (DG1 a DG3) conectados a las barras B2, B4 y B6,
considerando la relación entre la generación y la carga en éste sistema se pueden definir
tres casos diferentes.
Figura 4.1 Sistema de potencia prototipo
1B
2B 3B 4B
5B 6B
1P 2P 3P
4P 5P
1LD 2LD 3LD 4LD
5LD 6LD
1DG 2DG
3DG
Tipo de carga 1: La carga promedio en cada barra es siempre mayor o igual a la generación
distribuida conectada en cada barra. Este tipo de cargas se puede presentar al insertar
77
aplicaciones como las microturbinas, los sistemas fotovoltaicos y los pequeños parques
eólicos.
Tipo de carga 2: La generación distribuida, al menos en una de las barras, es mayor que la
carga en ésa misma barra, sin embargo, la potencia total de la generación distribuida en la
red de distribución es menor que la suma de todas las cargas en el sistema. Esto puede darse
al insertar tecnologías en generación distribuida, como los parques eólicos y la biomasa.
Tipo de carga 3: La generación distribuida, al menos en una de las barras, es mayor que la
carga conectada en ésa misma barra, y la suma de toda la generación distribuida en el
sistema de distribución es mayor que la suma de todas las cargas del sistema. Este caso
pudiese ocurrir si grandes parques eólicos son conectados al final de un sistema de
distribución.
Asumiendo el sistema de potencia simplificado que se muestra en la figura 4.2, en el cual el
sistema de distribución de la figura 4.1 se modela por medio del generador DGS y la carga
LDS .
Figura 4.2 sistema de potencia simplificado
ER + J X
VD GS
LDS
En el sistema de potencia de la figura 4.2, E Representa la tensión de envío y V representa
la tensión de recibo. Si se asume que tanto la tensión de recibo V , como la corriente de
carga LDI son conocidas, entonces la ecuación 4.3 establece la relación entre la potencia
78
producida por la generación distribuida y la potencia asociada a las pérdidas en la línea,
cuando no hay generación distribuida conectada [STR, 2002].
[ ], ,( ) ( )( )∗= − = − −P LD a LD rS E V I E V I jI VA (4.3)
En (4.3) ,LD aI y ,LD rI denotan las componentes activas y reactivas de la corriente de carga,
respectivamente. Asumiendo que la generación distribuida solo inyecta potencia activa
(cos 1θ = ), y que la tensión de recibo “V ” permanece constante, entonces las pérdidas de
potencia en el sistema de la figura 4.2, se pueden calcular con la expresión (4.4) [STR,
2002].
[ ], ,( )( )= − − −DGP LD a DG LD rS E V I I jI VA (4.4)
A partir de (4.4) se deduce, que la presencia de generación distribuida reduce las pérdidas
de potencia en la cantidad que muestra (4.5) [STR, 2002].
[ ]( )− = −p DGP DGS S E V I VA (4.5)
Cabe anotar, que aunque la tensión de recibo realmente cambia a medida que la generación
distribuida inyectada varía, la inclusión de las variaciones en la tensión de recibo no son
cruciales para el análisis [STR, 2002].
En base a (4.4) y en los tres niveles en penetración de generación distribuida definidas
anteriormente, se pueden realizar las siguientes afirmaciones [STR, 2002].
a) Para sistemas cuya penetración en generación distribuida configure el tipo de carga 1;
la generación distribuida siempre reduce las pérdidas de todas las líneas.
79
b) Para sistemas cuya penetración en generación distribuida configure el tipo de carga 2;
la generación distribuida podría conducir al incremento de pérdidas en algunas líneas,
pero las pérdidas totales a lo largo de todo el sistema de distribución se reducirán.
c) Para sistemas cuya penetración en generación distribuida configure el tipo de carga 3;
la generación distribuida podría causar un incremento en las pérdidas de algunas
líneas, pero las pérdidas totales del sistema de distribución se verán reducidas siempre
y cuando la producción de la generación distribuida sea menor a aproximadamente el
doble de la potencia absorbida por la carga en la red de distribución.
En conclusión, la cantidad de potencia entregada por los generadores distribuidos, debe ser
menor al doble de la carga promedio del sistema, como se evidencia en (4.4), por tanto, el
nivel de penetración que se calcula con el índice definido por la ecuación (4.1) o (4.2) debe
ser menor a 0.5, para evitar complicaciones en la estabilidad del sistema.
4.2 Amortiguamiento de pequeñas oscilaciones del rotor Como ya se dijo anteriormente en la sección 3.1.3, la inserción al sistema de potencia de
generación distribuida con poca inercia, hace que ante pequeñas perturbaciones, éste se
vuelva susceptible a presentar grandes cambios en la velocidad del rotor. Lógicamente, se
hace necesario contrarrestar de alguna manera la anterior situación. El objetivo será
entonces amortiguar las oscilaciones en los rotores de la maquinas síncronas causadas por
la alta penetración de generación distribuida, para lograr esto, en este documento se
propone la utilización de estabilizadores de sistemas de potencia, los cuales se conectan a
las máquinas síncronas como se muestra en la figura 4.3
80
Figura 4.3 Controles básicos de un generador
4.2.1 Funcionamiento básico de un estabilizador de sistemas de potencia El estabilizador de sistemas de potencia es utilizado en el lazo de control del regulador
automático de tensión (AVR), para amortiguar oscilaciones de potencia en el sistema. El
estabilizador de sistemas de potencia es típicamente un elemento diferenciador con
elementos correctivos de cambios de fase. La señal de entrada puede ser proporcional a la
velocidad del rotor, frecuencia de salida del generador o a la potencia real entregada por el
generador.
4.2.2 Estabilizadores de sistemas de potencia delta-p-omega (basado en eP∆ y ω∆ ) Desde un principio cuando se planteo la idea de inyectar una señal que aporte par
sincronizante a la máquina síncrona, se pensó en medir la desviación de velocidad a lo
largo del eje del rotor, sin embargo esta medida puede ser eliminada por medio del cálculo
de la desviación promedio de las variables eléctricas, para esto se hace uso del la ecuación
(4.6).
81
1( )
2equ m eP P dtH
ω∆ = ∆ − ∆∫
(4.6)
Donde mP∆ y eP∆ son la variación de potencia mecánica y eléctrica respectivamente, H
corresponde a la constante de inercia del rotor,equω∆ es el cambio promedio en la velocidad
del rotor. El objetivo es obtener la señal de velocidad equivalente de manera que no
contenga modos torsionales. En la señal de eP∆ las componentes torsionales son atenuadas
inherentemente por la integral. El problema se traduce entonces en obtener la medición
de mP∆ en términos de las variables eléctricas disponibles.
La integral de potencia mecánica está relacionada con la velocidad del eje y la potencia
eléctrica a través de la expresión (4.7)
2m eP dt H P dtω∆ = ∆ + ∆∫ ∫ (4.7)
Entonces, de la obtención de señales que son proporcionales al cambio de la velocidad del
eje y a la integral de potencia eléctrica, se obtiene la integral del cambio de potencia
mecánica, ésta señal contiene oscilaciones torsionales por tanto es necesario la utilización
de un fltro pasa bajo ya que los cambios de potencia mecánica son relativamente lentos.
Por último, la señal de variación de velocidad del rotor se obtiene a partir de la función de
transferencia mostrada en la ecuación (4.8)
( ) ( )( ) ( ) ( )
2 2e e
equ
P s P ss G S s
Hs Hsω ω∆ ∆ ∆ = − + + ∆
(4.8)
Donde ( )G s corresponde a la función de transferencia del filtro pasabajo.
82
La figura 4.4 representa el diagrama de bloques del estabilizador de potencia delta- P-
omega, el cual se caracteriza por tener dos señales de entradas ω∆ y eP∆ las cuales utiliza
para calcular equω∆ . El uso de dos señales posibilita la obtención de altas ganancias, de
manera que se logre una buena amortiguación.
Figura 4.4 Estabilizador de sistemas de potencia (basado en eP∆ y ω∆ )
En conclusión el estabilizador de potencia se conecta al generador síncrono como lo
muestra la figura 4.5
Figura 4.5 conexión del estabilizador de potencia a la maquina síncrona
83
4.2.3 Amortiguación de grandes perturbaciones del rotor En caso de que las desviaciones del ángulo del rotor sean grandes, lo cual puede ocurrir con
relativa facilidad debido al bajo amortiguamiento del cual se hablo en la sección 3.1.3, en
este caso no será suficiente la utilización de estabilizadores de potencia para impedir las
desviaciones en frecuencia; Para tales casos se propone la utilización de un sistema de
deslastre de carga que permita amortiguar grandes desviaciones en el ángulo del rotor.
4.2.4 Deslastre de carga por frecuencia Los esquemas de deslastre de cargas tienen por misión desconectar un conjunto limitado de
cargas, para restablecer el equilibrio entre generación y demanda alterado por la
desconexión de un grupo generador. La desconexión de las cargas se activa, normalmente,
por protecciones de subfrecuencia que desconectan escalones de carga en las subestaciones,
según se alcanzan umbrales de actuación. Sin embargo los esquemas de deslastre de cargas
por subfrecuencia pueden no ser suficientes, para preservar la estabilidad de un sistema
cuando la variación de la frecuencia es muy rápida. Para casos en los que la derivada de
frecuencia caiga en forma pronunciada, es probable que las protecciones de subfrecuencia
no alcancen a desconectar cargas con la suficiente rapidez que evite que la frecuencia tome
valores inadmisibles. Por tanto se deben emplear protecciones basadas en la derivada de
frecuencia, las cuales ordenan la desconexión de grupos de cargas cuando la pendiente de
caída de la frecuencia supera un cierto umbral. La ventaja que introduce el empleo de
protecciones por derivada de frecuencia es la anticipación, el hecho de conocer la pendiente
de caída de la frecuencia permite identificar la severidad de la perturbación.
Las protecciones por derivada de frecuencia se deberán utilizar de manera combinada con
las protecciones por subfrecuencia, de tal forma, que unas actúen en caso de desconexión
de grandes grupos y, otras cuando el grupo que se desconecta sea pequeño.[You,2003].
84
Un esquema de deslastre centralizado monitorea la generación de cada grupo, la demanda
de las líneas y determina las cargas a deslastrar para preservar la estabilidad del sistema
cuando se desconecta un grupo generador. La cantidad de carga a deslastrar se calcula para
que la pendiente de caída de la frecuencia se reduzca hasta un valor seleccionado que
asegure su recuperación, por medio de los reguladores de carga-velocidad de los grupos
generadores. La pendiente de la frecuencia df dt después de la desconexión de un
generador, depende de la generación pérdida GP∆ , de la cantidad de carga deslastrada LP∆
y de la inercia del sistema eH como se muestra en (4.9) [BAL, 1976].
602G L
e
P Pdf Hz
dt H s
∆ − ∆ = ⋅ ⋅ (4.9)
Una forma de calcular el valor de la carga a deslastrar se obtiene a partir de (4.9), quedando
como se muestra en (4.10).
[ ]2
60e
L G
H dfP P W
dt
⋅∆ = ∆ − ⋅ (4.10)
De ésta forma el valor de carga a deslastrar LP∆ es función de la pendiente que se desee
alcanzar después de desconectar la carga.
Para fijar el valor de la pendiente de caída de la frecuencia se han de considerar varios
aspectos, por un lado, se pretende que el valor de frecuencia mínima del sistema cuando se
produce la desconexión de un grupo no sea inferior a los valores mínimos admisibles y
mantener su estabilidad. Del otro lado, se trata también de deslastrar la menor cantidad de
carga posible.
El primer objetivo se consigue con valores de pendiente cercanos a cero, mientras que el
segundo objetivo implica permitir que la frecuencia caiga con una mayor pendiente. Esto se
85
logra deslastrando una cantidad de carga menor, para que actúen los reguladores de carga -
velocidad de los grupos de generación y se use la reserva rodante de los grupos de
generación. Se debe encontrar un equilibrio entre ambos objetivos.
Una vez establecida la derivada de frecuencia y detectada la desconexión de un grupo, el
esquema deslastre determina la combinación de líneas que deben ser desconectadas para
cubrir el valor de carga a deslastrar LP∆ calculado anteriormente. Se pueden establecer
diferentes niveles de prioridad para las cargas, de forma que los consumos que se estimen
esenciales sólo se desconecten en casos extremos.
4.2.4.1 Problemas del método de deslastre de carga
Los sistemas de potencia pequeños se caracterizan por tener líneas con elevada relación
R X , que en caso de cortocircuitos ubicados en los extremos alejados de la generación, y
dada la elevada resistencia de las líneas, producen un incremento en el consumo de
potencia activa que demanda el sistema (2P i R= ⋅ ). Éste consumo puede llegar a ser tan
elevado, que cause caídas inadmisibles en la frecuencia del sistema. Además, la poca
inercia característica de los sistemas de potencia pequeños, contribuye a que se presenten
elevadas derivadas de caída de frecuencia, produciendo la actuación del esquema de
deslastre de cargas sin que haya existido pérdida de generación.
Lo anterior es problemático ya que la coordinación de un plan de subfrecuencia que actúe
en caso de desconexión de un grupo generador y no lo haga ante cortocircuitos, no es
posible debido a la incertidumbre en el valor de la derivada de frecuencia que generan las
diferentes localizaciones y duraciones de los cortocircuitos. Por tanto, se hace necesario
proveer los medios de protección adecuados que despejen con rapidez y selectividad este
tipo de fallas antes de la actuación de los relés de subfrecuencia.
86
4.3 Prevención del colapso de tensiones por la inserción de generación distribuida a base de máquinas de inducción
Como ya se menciono en las secciones 3.1.6 y 3.1.7, la potencia reactiva absorbida tanto
por los generadores de inducción como por los convertidores conmutados por la red, puede
llegar a ser una fracción importante de la potencia reactiva disponible en el sistema,
provocando desabastecimiento de éste tipo de potencia en diferentes zonas [KUN, 2002].
4.3.1 Acciones para el control de tensiones
4.3.1.1 Control de la generación/absorción de potencia reactiva en los grupos de generación
En los grupos de generación de energía eléctrica, la potencia reactiva que aportan o
absorben es controlada a través de la tensión de referencia, en condiciones normales de
operación, un aumento en la tensión de referencia de un grupo provoca un aumento de la
potencia reactiva inyectada por dicho grupo a la red, en estas condiciones, un perfil
adecuado de las tensiones de referencia de los grupos de generación tiene dos efectos
principales en el sistema [KUN, 2002]:
a) Un aumento de las tensiones de referencia, en los grupos de generación cercanos a los
nodos que demandan potencia reactiva, provoca que esta demanda se vea cubierta
principalmente por dichos grupos.
b) El perfil de las tensiones de referencia de los grupos generadores, marcan en gran
medida el perfil de tensiones del sistema. Un perfil alto de tensiones motiva una mayor
generación de potencia reactiva en las admitancias paralelo de las líneas de transmisión,
a su vez, reduce las pérdidas de potencia reactiva en las reactancias serie de éstas.
Como consecuencia de estos efectos el abastecimiento de los nodos que demandan
potencia reactiva se realiza de forma más local, se disminuye por tanto el transporte
87
masivo de potencia reactiva a través de la red, lo que aleja al sistema del colapso de
tensiones.
4.3.1.2 Reactancias /capacitancias
El operador del sistema puede conectar o desconectar reactancias y capacitancias externas,
para compensar la potencia reactiva absorbida por generación distribuida con máquinas de
inducción. Teniendo en cuenta esto, el sistema de potencia se puede encontrar bajo uno de
dos casos [KUN, 2002]:
a) En los casos en que la demanda de potencia reactiva sea deficiente, el transporte a
través de la red se reduce, mientras que el perfil de tensiones se eleva. Esto provoca que
las líneas de transmisión consuman poca potencia reactiva, mientras que por el
contrario las admitancias paralelas inyectan una gran cantidad de este tipo de potencia
al sistema. En consecuencia la inserción de generadores de inducción no presenta
mayor inconveniente; por el contrario ayuda a drenar el exceso de reactivos inyectado a
la red. Entre otras acciones a tomar para mejorar el perfil de tensión están: la conexión
de reactancia en paralelo o desconexión de capacitancias innecesarias.
b) Por el contrario, en los casos de exceso de potencia reactiva, el transporte de potencia a
través de la red es muy elevado y el perfil de tensiones suele ser bajo. Esto provoca que
las líneas de transporte consuman mucha potencia reactiva a través de sus reactancias
serie, mientras que por el contrario, inyectan menos cantidad de potencia reactiva a
través de sus admitancias paralelo. Sumado a lo anterior, la conexión de generadores
asíncronos hacen necesario un aporte extra de potencia reactiva a la red, mediante el
uso de baterías y condensadores, así como desconectar las reactancias que no sean
necesarias.
88
4.3.1.3 Cambio de los Taps de transformadores Los transformadores que poseen una relación de transformación variable, con regulación en
carga mediante tomas (taps), constituyen también un elemento fundamental para el
operador. En el control del perfil de tensiones del sistema, la capacidad de controlar con
cierto margen la tensión de un determinado nodo de la red permite redireccionar los flujos
de potencia reactiva existentes en la zona, de esta forma es posible alejar el sistema del
punto de colapso rebajando la potencia reactiva transmitida por aquellas líneas que se
encuentran cerca de su límite de funcionamiento.
4.3.1.4 Redespacho de generación
Como se comentó anteriormente, el colapso de tensiones está íntimamente relacionado con
los despachos de generación y demanda del sistema. Algunas situaciones típicas son;
descuadre entre generación y demanda, mal reparto de la generación, pérdida de uno o más
generadores, entre otras. Dado que el despacho de generación es más fácil de controlar que
la demanda, se hace primordial un tratamiento adecuado de los recursos de generación
disponibles, tanto en la cantidad programada como en el reparto de la misma (para evitar el
exceso de transporte por las líneas).
El redespacho de generación se presenta como una estrategia fundamental en la operación
de los sistemas de energía eléctrica cuando se trata de alejar al sistema del punto de colapso
de tensiones. En la mayoría de los casos, la estrategia se concentrara en el aumento de
generación y/o conexión de nuevos grupos generadores en las cercanías de zonas
deficitarias de energía, y por el contrario la reducción de generación y/o desconexión de
grupos en las áreas de escasa demanda. Sin embargo; esto no es generalizable a todo el
sistema, ya que la ubicación de la generación está condicionada por otros factores
diferentes al acceso a recursos primarios de energía, por tanto; son necesarios estudios más
pormenorizados y análisis de sensibilidades que indiquen aquellos nodos en los que el
89
aumento o disminución de potencia inyectada en la red resulta más eficaz a la hora de alejar
al sistema del punto de colapso de tensiones.
90
CONCLUSIONES a) La inserción al sistema eléctrico de potencia de tecnologías en generación distribuida
con poca o ninguna inercia, como son: las células de combustible, las células
fotovoltaicas o las microturbinas, entre otras, trae como consecuencia variaciones
inadmisibles de frecuencia ante el evento de una perturbación o incluso en condiciones
de operación normal.
Una característica deseable de los grandes sistemas de potencia es la alta inercia que
estos manejan, la cual ayuda a conservar el sincronismo ante maniobras propias como:
los cambios de taps en transformadores, el accionamiento de fusibles, el accionamiento
de seccionadores; o ante eventos frecuentes como: cortocircuitos, pérdida de líneas de
transmisión, descargas atmosféricas, entre otros. En este trabajo se encontró que tal
característica se ve altamente afectada por la inserción a gran escala de generación
distribuida con tecnologías de poca inercia. Desde el punto de vista de variaciones en
frecuencia, esto hace que los sistemas extensos se vean desde afuera como pequeños,
conformados por generadores de rotor liviano y por tanto susceptibles a cambios
bruscos de frecuencia. Por esto, un sistema de potencia relativamente grande
incrementa su posibilidad de tener problemas de inestabilidad de frecuencia aún en
condiciones normales de operación.
A causa del rápido aumento de la generación distribuida conectada a los sistema de
potencia, mucha de ésta con rotores livianos, se propone en este documento, que estos
sistemas cuenten con esquemas de deslastre de cargas que ayuden a mantener la
frecuencia dentro de límites permitidos, especialmente en sistemas pequeños.
Por otra parte en la sección 3.2.1 se explica cómo las bajas inercias típicas de la
generación distribuida, disminuye el tiempo que tienen las protecciones de las máquinas
síncronas para despejar un falla sin que éstas pierdan el sincronismo. Lo anterior
91
muestra la necesidad ajustar la operación de las protecciones, para sistemas con alta
penetración de generación distribuida.
b) Las diferentes fuentes de generación, así como los diversos detalles constructivos de las
máquinas que la conforman, promueven variados impactos sobre el sistema de potencia.
A lo largo del capítulo 3 se muestra como diferentes tecnologías tienen diferentes
impactos sobre la estabilidad de un sistema de potencia.
En el desarrollo de este documento se muestra que algunas tecnologías en generación
distribuida, entre las que se cuentan los sistemas eólicos, las microturbinas o los
motores de combustión interna, entre otras, hacen uso de máquinas asíncronas. Éstas
absorben la potencia reactiva necesaria para magnetizar sus devanados desde la red. Por
la anterior, las máquinas asíncronas deterioran el perfil de tensión en nodos cercanos, lo
que repercute negativamente en la estabilidad de tensión del sistema. Una medida
conveniente para amortiguar la pérdida de potencia reactiva en el sistema, consiste en
acompañar a los generadores asíncronos con dispositivos para compensar reactivos. Del
mismo modo se encontró, que la inserción al sistema de tecnologías de generación
distribuida equipadas con máquinas síncronas, produce un efecto de mejoramiento del
perfil de tensión y por ende, de la estabilidad de tensión.
c) El impacto causado por la generación distribuida sobre la estabilidad de un sistema de
potencia, depende de la potencia conectada. En estas circunstancias y ante ele evento
que un sistema de potencia pierde una línea de transmisión, la situación será mucho más
grave si con ésta también se pierde una cantidad de generación importante, como sería
el caso de un sistema con alta penetración de generación distribuida.
En el mismo sentido, dado la naturaleza impredecible especialmente del recurso eólico,
se presentan dificultades en la previsión de la energía generada, y por tanto en la
estimación de la reserva rodante necesaria para la adecuación de la generación a los
92
cambios de demanda. En sistemas eólicos extensos, la inadecuada previsión de la
reserva causa problemas para el control de frecuencia del sistema.
d) En lo que concierne al adecuado modelamiento de sistemas de potencia con integración
de generación distribuida, hasta el momento existe una carencia de datos técnicos
relacionados con las diferentes tecnologías que la conforman, lo que impide la
representación realista de estos sistemas e imposibilita la realización de estudios de
estabilidad con una exactitud razonable.
e) La generación distribuida causa disparos innecesarios de los sistemas de protección, en
algunos casos (3.1.9), mientras que en otros (3.1.0), impide el correcto funcionamiento
de éstos. Lo anterior tiene como consecuencia provocando perturbaciones en el
sistema. Dependiendo de la ubicación tanto del generador como de la falla, también
ocurre lo contrario, que ante un cortocircuito la generación distribuida impida el
correcto funcionamiento del esquema de protecciones. en las secciones 3.1.9 y 3.1.10 se
ilustran estos dos casos. En la primera situación el sistema pierde elementos por la
acción de las protecciones, mientras que en el segundo se presentan corrientes de
cortocircuitos que perduran en el tiempo afectando a los elementos que se encuentren a
su paso. El impacto que estos dos casos tienen sobre la estabilidad del sistema de
potencia dependerá de cuantos y cuales elementos resulten afectados.
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