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MODELACIÓN DINÁMICA DE PARQUES EÓLICOS PARA UNA INTEGRACIÓN MASIVA EN EL SIC

MEMORIA PARA OPTAR AL TÍTULO DE INGENIERO CIVIL ELE CTRICISTA

JOHANNA FERNANDA MONTEIRO ZÚÑIGA

PROFESOR GUÍA: RODRIGO PALMA BEHNKE

MIEMBROS DE LA COMISIÓN:

OSCAR MOYA ARAVENA JAIME COTOS NOLASCO

SANTIAGO DE CHILE ABRIL 2008

UNIVERSIDAD DE CHILE FACULTAD DE CIENCIAS FÍSICAS Y MATEMÁTICAS DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

i

ÍNDICE ......................................................................................................................................................................... I

CAPÍTULO 1 INTRODUCCIÓN ......................................................................................................................3

1.1. MOTIVACIÓN Y ALCANCES..........................................................................................................................3

1.2. CONFIGURACIÓN DE ESCENARIOS................................................................................................................4

1.2.1. Escenarios de simulación .......................................................................................................................4

1.2.2. Variables de incertidumbre ....................................................................................................................6

1.3. ALCANCE .....................................................................................................................................................6

1.4. OBJETIVO GENERAL.....................................................................................................................................8

1.5. OBJETIVOS ESPECÍFICOS...............................................................................................................................8

1.6. ESTRUCTURA DEL TRABAJO.........................................................................................................................8

CAPÍTULO 2 PARQUES EÓLICOS Y MODELACIÓN .............................................................................10

2.1. TECNOLOGÍAS DE GENERACIÓN..................................................................................................................10

2.2. CONTROL DE TENSIÓN Y FAULT – RIDE THROUGH ....................................................................................14

2.3. MOTORES ELÉCTRICOS Y MODELACIÓN......................................................................................................17

2.3.1. Máquina de Inducción ..........................................................................................................................17

2.3.2. Máquina sincrónica..............................................................................................................................19

CAPÍTULO 3 REPRESENTACIÓN DE LOS MODELOS...........................................................................21

3.1. INTRODUCCIÓN..........................................................................................................................................21

3.2. TURBINA EÓLICA DE INDUCCIÓN DE VELOCIDAD FIJA.................................................................................23

3.2.1. Modelo del generador inducción..........................................................................................................23

3.2.2. Modelo mecánico..................................................................................................................................25

3.2.3. Modelo aerodinámico...........................................................................................................................29

3.2.4. Control de ángulo.................................................................................................................................32

3.3. GENERADOR DE INDUCCIÓN DOBLEMENTE ALIMENTADO (DFIG) ..............................................................35

3.3.1. Modelo del generador (DFIG) .............................................................................................................35

3.3.2. Convertidor de PWM............................................................................................................................36

3.3.3. Protección de sobrecorriente al rotor (DFIG) .....................................................................................37

3.3.4. Sistemas de referencia ..........................................................................................................................37

3.3.5. Conversor del lado del rotor ................................................................................................................39

3.3.6. Control PQ convertidor del lado del rotor...........................................................................................40

3.3.7. Control de corriente del rotor ..............................................................................................................41

3.3.8. Conversor del lado de la red ................................................................................................................42

Índice

ii

3.3.9. Control de corriente del lado de la red ................................................................................................43

3.3.10. Control de voltaje DC......................................................................................................................44

3.3.11. PLL ..................................................................................................................................................44

3.4. TURBINA EÓLICA SINCRÓNICA (PMG) .......................................................................................................46

3.4.1. Modelo de la máquina ..........................................................................................................................46

3.5. MODELOS AGREGADOS..............................................................................................................................49

3.5.1. Modelo agregado para máquinas de velocidad fija .............................................................................49

3.5.2. Modelo agregado para máquinas de velocidad variable.....................................................................50

3.5.3. Modelos en DigSilent............................................................................................................................51

CAPÍTULO 4 VALIDACIÓN DE LOS MODELOS Y CASOS DE ESTUDIO ....... ...................................52

4.1. VALIDACIÓN DE UNA TURBINA EÓLICA CONECTADA AL SISTEMA ..............................................................52

4.1.1. Máquina de inducción de velocidad fija...............................................................................................52

4.1.2. Máquina de inducción doblemente alimentada ....................................................................................59

4.1.3. Máquina sincrónica..............................................................................................................................63

4.2. VALIDACIÓN DE UN PARQUE COMPLETO....................................................................................................67

4.2.1. Parque con máquinas de velocidad fija................................................................................................67

4.2.2. Parque con máquinas de inducción doblemente alimentadas ..............................................................71

4.2.3. Parque con máquina sincrónica...........................................................................................................75

4.3. MODELOS AGREGADOS..............................................................................................................................79

4.3.1. Modelo agregado con máquina de velocidad fija.................................................................................79

4.3.2. Modelo agregado DFIG .......................................................................................................................85

4.3.3. Modelo agregado máquina sincrónica.................................................................................................89

CAPÍTULO 5 APLICACIÓN DE LOS MODELOS AL SIC ........................................................................90

5.1. MÁQUINA DE INDUCCIÓN DOBLEMENTE ALIMENTADA ...............................................................................90

5.1.1. Corto circuito en la línea: ....................................................................................................................91

5.2. MÁQUINA DE INDUCCIÓN DE VELOCIDAD FIJA: ..........................................................................................97

5.2.1. Cortocircuito en la línea: .....................................................................................................................97

5.3. MÁQUINA SINCRÓNICA ............................................................................................................................103

5.3.1. Cortocircuito en la línea: ...................................................................................................................103

CAPÍTULO 6 CONCLUSIONES...................................................................................................................108

CAPÍTULO 7 REFERENCIAS......................................................................................................................111

iii

ÍNDICE DE TABLAS

TABLAS CAPÍTULO 2

Tabla 2.1: Variables y significado de ecuación de deslizamiento................................................. 17

TABLAS CAPÍTULO 3

Tabla 3.1: Significado variables modelo de máquina de inducción .............................................. 24

Tabla 3.2: Significado variables modelo del eje de la turbina....................................................... 27

Tabla 3.3: Significado constantes modelo del eje de la turbina .................................................... 28

Tabla 3.4: Bloques que conforman el modelo del eje................................................................... 29

Tabla 3.5: Significado y valor de constantes modelo turbina. ...................................................... 32

Tabla 3.6: Significado y valor de constantes control PQ. ............................................................. 40

Tabla 3.7: Significado y valor de variables modelo control de corriente del rotor. ...................... 41

Tabla 3.8: Significado y valor variables control corriente CLR.................................................... 43

Tabla 3.9: Significado y valor variables control de tension DC.................................................... 44

ÍNDICE DE FIGURAS

FIGURAS CAPÍTULO 1

Figura 1.1: Esquema de etapas del estudio de parques eólicos. ...................................................... 7

FIGURAS CAPÍTULO 2

Figura 2.1: Máquina de inducción de velocidad fija..................................................................... 11

Figura 2.2: Máquina de inducción doblemente alimentada........................................................... 12

Figura 2.3: Máquina sincrónica de imanes permanentes............................................................... 13

Figura 2.4: Límites de operación de parques eólicos en Alemania [7]. ........................................ 15

Figura 2.5: Límites de operación de turbinas eólicas en Inglaterra [7]. ........................................ 15

Figura 2.6: Requerimiento de conexión de la máquina frente a caídas de tensión [8].................. 16

Figura 2.7: Requerimiento de corriente reactiva del generador eólico [8].................................... 16

Figura 2.8: Curva de deslizamiento de una máquina de inducción [9]. ........................................ 18

Figura 2.9: Esquema circuital de una máquina de inducción [9]. ................................................. 18

Figura 2.10: Anillos rosantes máquina sincrónica [9]................................................................... 19

iv

Figura 2.11: Circuito equivalente máquina sincrónica.................................................................. 20

Figura 2.12: Curva Potencia – ángulo, máquina sincrónica. ......................................................... 20

FIGURAS CAPÍTULO 3

Figura 3.1: Esquema general del modelo de un generador eólico................................................. 22

Figura 3.2: Modelo máquina de inducción [21]. ........................................................................... 23

Figura 3.3: Modelo mecánico del eje de la turbina. ...................................................................... 26

Figura 3.4: Modelo del eje en DIgSilent. ...................................................................................... 28

Figura 3.5: curvas que definen la relación entre PC , λ y β . ....................................................... 30

Figura 3.6: curva en 3D definiendo la relación entre PC , λ y β [16]. ....................................... 31

Figura 3.7: Esquema DigSilent modelo turbina. ........................................................................... 32

Figura 3.8: Potencia extraída en función del viento. ..................................................................... 33

Figura 3.9: Esquema de control del ángulo de las aspas. .............................................................. 33

Figura 3.10: Modelo máquina de inducción doblemente alimentada [20]. ................................... 35

Figura 3.11: Representación de los convertidores......................................................................... 35

Figura 3.12: Modelo convertidor PWM [4]................................................................................... 36

Figura 3.13: Modelo protección de sobrecorriente máquina de inducción doblemente alimentada

[20]. ............................................................................................................................................... 37

Figura 3.14: Sistema de referencia. ............................................................................................... 38

Figura 3.15: Esquema DFIG control. ............................................................................................ 39

Figura 3.16: Modelo DigSilent control PQ. .................................................................................. 40

Figura 3.17: Modelo DigSilent control de corriente rotor............................................................. 41

Figura 3.18: Modelo DigSilent conversor del lado de la red......................................................... 42

Figura 3.19: Modelo DigSilent control de corriente conversor del lado de la red. ....................... 43

Figura 3.20: Modelo DigSilent control de tesión DC.................................................................... 44

Figura 3.21: Modelo DIgSilent PLL. ............................................................................................ 45

Figura 3.22: Modelo equivalente en el eje d de la máquina sincrónica......................................... 46

Figura 3.23: Modelo equivalente en el eje q de la máquina sincrónica......................................... 46

FIGURAS CAPÍTULO 4

Figura 4.1: Esquema de validación de los modelos de parques eólicos. ....................................... 52

Figura 4.2: Esquema de parque eólico a validar [27]. ................................................................... 53

v

Figura 4.3: Tensión del generador modelo validado [27]. ............................................................ 54

Figura 4.4: Tensión del generador modelo velocidad fija. ............................................................ 54

Figura 4.5: Corriente del generador de modelo validado [27]. ..................................................... 55

Figura 4.6: Corriente del generador modelo velocidad fija........................................................... 55

Figura 4.7: Torque eléctrico del modelo validado [27]. ................................................................ 56

Figura 4.8: Torque eléctrico modelo velocidad fija...................................................................... 56

Figura 4.9: Velocidad eje del generador modelo validado (eje de alta velocidad) [27]................ 57

Figura 4.10: Velocidad generador modelo de velocidad fija (eje de alta velocidad). ................... 57

Figura 4.11: velocidad de la turbina modelo validado (eje de baja velocidad) [27]. ....................58

Figura 4.12: Velocidad de la turbina modelo de velocidad fija (eje de baja velocidad). .............. 58

Figura 4.13: Esquema del sistema para validación de DFIG [4]................................................... 59

Figura 4.14: Potencia activa del generador, modelo validado [4]. ................................................ 60

Figura 4.15: Potencia activa del generador, modelo DFIG. .......................................................... 60

Figura 4.16: Potencia reactiva del generador, modelo validado [4].............................................. 61

Figura 4.17: Potencia reactiva del generador, modelo DFIG. ....................................................... 61

Figura 4.18: Velocidad del generador, modelo validado [4]......................................................... 62

Figura 4.19: Velocidad del generador, modelo DFIG. .................................................................. 62

Figura 4.20: Esquema del sistema para validación de máquina sincrónica [3]............................. 63

Figura 4.21: Tensión en el punto de interconexión modelo validado [3]...................................... 64

Figura 4.22: Tensión en el punto de interconexión, modelo sincrónico........................................ 64

Figura 4.23: Potencia activa en el PWM del lado de la red, modelo validado [3]. .......................65

Figura 4.24: Potencia activa en el PWM del lado de la red, modelo sincrónico........................... 65

Figura 4.25: Potencia reactiva en el PWM del lado de la red, modelo validado [3]. .................... 66

Figura 4.26: Potencia reactiva en el PWM del lado de la red, modelo sincrónico........................66

Figura 4.27: Parque completo máquina de inducción de velocidad fija........................................ 68

Figura 4.28: Tensiones de los 12 generadores............................................................................... 69

Figura 4.29: Tensiones de 8 primeros generadores. ...................................................................... 69

Figura 4.30: Tensiones de los 4 primeros generadores. ................................................................ 70

Figura 4.31: Parque completo máquina de inducción doblemente alimentada. ............................ 72

Figura 4.32: Tensiones de los 8 generadores DFIG. ..................................................................... 73

Figura 4.33: Tensiones de los 4 primeros generadores DFIG. ...................................................... 74

Figura 4.34: Parque completo con máquina sincrónica................................................................. 75

Figura 4.35: Tensiones de los 8 generadores sincrónicos. ............................................................ 76

vi

Figura 4.36: Tensiones de los 4 primeros generadores sincrónicos. ............................................. 76

Figura 4.37: Zoom de las tensiones de los 8 generadores sincrónicos. ......................................... 77

Figura 4.38: Zoom de las tensiones de los 4 primeros generadores. ............................................. 77

Figura 4.39: Modelo agregado máquina de inducción velocidad fija. .......................................... 80

Figura 4.40: Potencia activa de un generador parque completo y de máquina equivalente modelo

agregado......................................................................................................................................... 81

Figura 4.41: Potencia activa de un generador parque completo.................................................... 81

Figura 4.42: Potencia reactiva de un generador parque completo y de máquina equivalente

modelo agregado............................................................................................................................ 82

Figura 4.43: Potencia reactiva de un generador parque completo................................................. 82

Figura 4.44: Velocidad de un generador parque completo y generador equivalente modelo

agregado......................................................................................................................................... 83

Figura 4.45: Deslizamiento de un generador parque completo y generador equivalente modelo

agregado......................................................................................................................................... 83

Figura 4.46: Torque eléctrico de un generador parque completo y generador equivalente modelo

agregado......................................................................................................................................... 83

Figura 4.47: Torque mecánico de un generador parque completo y generador equivalente modelo

agregado......................................................................................................................................... 84

Figura 4.48: Modelo agregado máquina de inducción doblemente alimentada. ........................... 85

Figura 4.49: Potencia activa del control del generador, para una máquina modelo completo y

maquina equivalente modelo agregado. ........................................................................................ 86

Figura 4.50: Potencia reactiva del control del generador, para una máquina modelo completo y

maquina equivalente modelo agregado. ........................................................................................ 86

Figura 4.51: Velocidad del generador, para una máquina modelo completo y maquina equivalente

modelo agregado............................................................................................................................ 87

Figura 4.52: Deslizamiento, para una máquina modelo completo y maquina equivalente modelo

agregado......................................................................................................................................... 87

Figura 4.53: Potencia reactiva, para una máquina modelo completo y maquina equivalente

modelo agregado............................................................................................................................ 88

Figura 4.54: Potencia activa, para una máquina modelo completo y maquina equivalente modelo

agregado......................................................................................................................................... 88

Figura 4.55: Modelo agregado máquina sincrónica. ..................................................................... 89

vii

FIGURAS CAPÍTULO 5

Figura 5.1: Esquema de simulación, modelo agregado DFIG....................................................... 91

Figura 5.2: Potencia activa en bornes del generador DFIG, medida en MW................................92

Figura 5.3: Potencia reactiva en bornes del generador DFIG, medida en MVar. ......................... 92

Figura 5.4: Tensión en bornes del generador DFIG, medida en p.u.............................................. 92

Figura 5.5: Tensión en el link DC, medido en kV......................................................................... 93

Figura 5.6: Torque eléctrico del generador DFIG, medido en p.u. ............................................... 93

Figura 5.7: Torque mecánico del generador DFIG, medido en p.u. 1: Falla, 2: Despeje, 3:

Desconexión Crowbar. .................................................................................................................. 93

Figura 5.8: Velocidad del generador DFIG, medido en p.u. 1: Falla, 2: Despeje, 3: Desconexión

Crow Bar. ...................................................................................................................................... 94

Figura 5.9: Deslizamiento del generador DFIG. 1: Falla, 2: Despeje, 3: Desconexión Crow Bar.94

Figura 5.10: Control de ángulo. Medida del ángulo beta. ............................................................. 94

Figura 5.11: Potencia extraída del viento, medida en MW. .......................................................... 95

Figura 5.12: Esquema de simulación, modelo agregado Velocidad Fija. ..................................... 98

Figura 5.13: Potencia activa del generador de velocidad fija, medida en MW............................. 98

Figura 5.14: Potencia reactiva del generador de velocidad fija, medida en MVar........................99

Figura 5.15: Tensión en el punto de conexión al sistema, medido en kV. .................................... 99

Figura 5.16: Tensión en el generador, medido en p.u. .................................................................. 99

Figura 5.17: Torque eléctrico del generador de velocidad fija.................................................... 100

Figura 5.18: Torque mecánico del generador de velocidad fija. ................................................. 100

Figura 5.19: Velocidad del generador, medida en pu.................................................................. 100

Figura 5.20: Deslizamiento del generador................................................................................... 101

Figura 5.21: Potencia extraída del viento. ................................................................................... 101

Figura 5.22: Esquema de simulación, modelo agregado sincrónico. .......................................... 103

Figura 5.23: Potencia activa del generador. ................................................................................ 104

Figura 5.24: Potencia reactiva del generador. ............................................................................. 104

Figura 5.25: Potencia activa medida en el punto de conexión al sistema. .................................. 104

Figura 5.26: Potencia reactiva medida en el punto de conexión al sistema. ............................... 105

Figura 5.27: Tensión en el punto de conexión al sistema............................................................ 105

Figura 5.28: Tensión en bornes del generador. ........................................................................... 105

Figura 5.29: Corriente de fase del generador. ............................................................................. 106

Figura 5.30: Voltaje DC, medido en pu....................................................................................... 106

viii

Figura 5.31: Corriente de referencia del controlador de potencia activa, eje d........................... 106

Figura 5.32: Corriente de referencia del controlador de potencia activa, eje q........................... 107

Figura 5.33: Corriente de referencia del controlador de potencia reactiva, eje d........................ 107

Figura 5.34: Corriente de referencia del controlador de potencia reactiva, eje q........................ 107

1

Agradecimientos

En primer lugar, quiero agradecer a mi profesor guía, Rodrigo Palma, por su gran disposición y

ayuda, y por el apoyo que siempre me brindó durante estos últimos años. También quiero

agradecer en forma especial a Jaime Cotos, por su buena voluntad y por estar siempre presente

cada vez que lo necesité.

Quiero agradecer también a las personas que hicieron que mi paso por la Universidad fuera una

etapa inolvidable en mi vida. A todos mis amigos de eléctrica, los que fueron siempre un gran

apoyo, y con los que he compartido muy gratos momentos. En especial quiero agradecer a

quienes desde primer año han estado conmigo, con los que he vivido incontables experiencias y

con los que tengo muy buenos recuerdos, Javiera, Bárbara, Pilar y Felipe.

Cómo olvidar a las personas con quienes viví una de las mejores experiencias en esta etapa, al

equipo Los Magníficos y Fuerza G, con quienes aprendí muchas cosas acerca de las formas no

tradicionales en las que uno puede aprovechar al máximo su estadía en la U.

A mis padres, quienes fueron un constante apoyo durante todo este período, y siempre creyeron

en mí.

Por último, quiero agradecer en forma especial a la persona que ha estado conmigo en todo

momento, sobretodo en este tiempo en que más lo he necesitado. Gracias Jorge por tu ayuda, tu

cariño, tu comprensión y apoyo. Porque de una u otra forma eres parte importante del buen

término de este trabajo. Infinitas gracias amor.

2

MODELACIÓN DINÁMICA DE PARQUES EÓLICOS PARA UNA

INTEGRACIÓN MASIVA EN EL SIC

En el marco del complejo escenario energético que ha vivido el país, las energías renovables no convencionales se presentan como una alternativa de generación para ser incorporada a la matriz energética. Se prevé que la energía eólica es la de mayor variabilidad de disponibilidad, por lo que la viabilidad técnica de su inyección al sistema a través de grandes parques debe ser evaluada adecuadamente. En este contexto, este trabajo se centra en la modelación de los componentes de un parque eólico, para 3 tipos de tecnologías distintas de generadores, que son los más difundidos en la actualidad. Las tecnologías a considerar son: generador de inducción de velocidad fija, generador de inducción doblemente alimentado y generador sincrónico de imanes permanentes. La modelación incluye considerar modelos agregados de los parques, ya que al estar éstos compuestos de numerosas turbinas, el tiempo de simulación requerido podría ser excesivo. Para esto, se realiza una revisión de los modelos existentes en la literatura, y se llega a un análisis crítico de cada uno de ellos. Teniendo los modelos definidos, junto con los esquemas de control asociados, se simula su operación con el programa comercial DigSilent. De esta forma se verifica el comportamiento de unidades y parques eólicos conectados a una barra infinita a través de un sistema de transmisión. La validación de modelos se lleva a cabo a través de la comparación con resultados de estudios validados en la literatura. Se valida en primer lugar la unidad generadora, seguido del parque de n generadores de una misma tecnología, para finalmente validar los modelos agregados comparándolos con una máquina individual. Queda pendiente la validación del modelo de generador sincrónico presentado en el trabajo. Los modelos agregados obtenidos contienen el nivel de detalle suficiente para que sean incorporados a la simulación del Sistema Interconectado Central (SIC) en el marco de otro trabajo de título. De esta forma se hace factible el estudio de un escenario de penetración masiva en el SIC de cada una de las tecnologías estudiadas y se analiza las condiciones necesarias para considerar a la energía eólica como una solución factible para el problema energético que vive el país. Para futuras investigaciones se recomienda la modelación de elementos de compensación para los parques eólicos de velocidad fija, de forma de que satisfagan los requerimientos actuales de normativas de calidad de suministro. Un segundo tema a considerar es el desarrollo de esquemas de control específicos que puedan ser incorporados al modelo dinámico de los parques.

RESUMEN DE LA MEMORIA PARA OPTAR AL TÍTULO DE INGENIERO CIVIL ELECTRICISTA POR: JOHANNA MONTEIRO ZÚÑIGA FECHA: 14/01/2008 PROF. GUÍA: SR. RODRIGO PALMA BEHNKE

3

1.1. Motivación y Alcances

En el último tiempo, el país se ha visto enfrentado a escenarios energéticos complejos, en gran

parte debido a la fuerte dependencia de recursos energéticos extranjeros y de las condiciones

hidrológicas que presenten las principales cuencas del país.

Es debido a esto, que la diversificación de la matriz energética parece ser el siguiente paso en el

desarrollo del sistema eléctrico del país. Bajo este marco de diversificación, es donde se debe

tomar en cuenta que Chile posee un gran potencial de recursos renovables aún no explotados

como es el caso de la energía eólica, microhidráulica, geotérmica y mareomotriz.

En la actualidad la energía eólica es una de las fuentes de generación alternativa que a nivel

mundial presenta un desarrollo tecnológico avanzado con respecto a otras fuentes de energía

alternativa. La instalación de estos Parques Eólicos, sin embargo, trae consigo ciertos

inconvenientes en su operación dentro de un sistema eléctrico, por lo que en muchos países se ha

debido revisar y modificar las normativas de mercados existentes.

Por lo tanto, considerando la energía del viento como la fuente de generación con mayor

incertidumbre debido a la variabilidad de potencia inyectada al sistema, por ende a su poca

seguridad y confiabilidad, se propone el estudio del comportamiento de grandes parques eólicos

conectados al sistema eléctrico del país, evaluando los efectos que éstos producirían a la red

eléctrica.

Para esto, se plantea la hipótesis de que el sistema eléctrico cuenta con características favorables,

dadas por las múltiples centrales de embalse que posee, que podrían mitigar e incluso anular los

efectos de inestabilidad que podrían producir estos parques, lo que se traduciría en posible

escenario futuro, donde más de un 20% de la generación sea abastecida por parques eólicos.

Capítulo 1 Introducción

4

Se tendría de esta forma, un esquema novedoso de operación/planificación de los sistemas

eléctricos, lo que puede incluir un aumento de la capacidad instalada de las centrales de embalse

como alternativa de regulación de la inyección variable proveniente de centrales eólicas. Este

aumento de capacidad implicaría estudiar la posibilidad de definir nuevos servicios

complementarios en el mercado eléctrico. De aquí nace la principal motivación de esta

investigación, que es hacer un estudio del comportamiento de Parques Eólicos conectados al

sistema eléctrico del país para estudiar su comportamiento ante diferentes situaciones de

operación y dar una clara visión de la modelación del Parque Eólico en su totalidad y en su

equivalente. Es decir, esta memoria se centra en la modelación dinámica de estos parques,

considerando que este modelo debe responder a distintos factores que no influyen en otro tipo de

turbinas, para así lograr un estudio fidedigno que contribuya al posible panorama que enfrentaría

el país.

Este trabajo se centra en la modelación de parques de gran magnitud, considerando tres tipos de

tecnologías definidas de antemano. Estas tecnologías son: máquina de inducción de velocidad

fija, máquina de inducción doblemente alimentada y máquina sincrónica. Esta elección se basa

principalmente, considerando que las tecnologías mencionadas son las mayormente utilizadas en

todo el mundo [1], [12].

1.2. Configuración de Escenarios

Para llevar a cabo este estudio, es importante tener claro en primer lugar, el año en el que se

realizan las simulaciones, identificar los lugares físicos donde se instalen estos parques, hacer un

estudio de generación y demanda para el año correspondiente, y determinar cuáles son los

embalses que servirán de regulación para la inyección variable proveniente de centrales eólicas.

1.2.1. Escenarios de simulación

Con el objetivo de obtener resultados que ayuden a analizar el panorama futuro que enfrentará el

país, se debe establecer el año en el cual se realizarán las simulaciones. Para determinar esto, se

deben considerar aspectos relevantes para esta decisión, tales como la tasa de crecimiento del país

(PIB), inversiones en grandes proyectos, precios de los combustibles, etc.

.

5

El determinar el año actual como el año de simulaciones, tiene como ventaja el hecho de ser el

peor caso posible, debido a que se mantiene el actual sistema de transmisión, por lo que si se

llega a la conclusión que el sistema tiene un buen comportamiento, entonces para mejores casos,

con un sistema de transmisión ampliado, con mayor razón se comportará bien. Por otro lado, se

tiene un estudio realizado en una base ficticia, ya que en la realidad la incorporación de estos

grandes parques eólicos no se dará sino hasta unos cuantos años más.

El simular un año futuro, en donde en realidad serían instaladas estas centrales eólicas, tiene el

inconveniente de que implica el conocimiento siempre incierto de las centrales que se

encontrarán generando en ese momento, por lo que se tendrán estimaciones de generación tanto

como de demanda. Sin embargo, es posible llegar a una estimación razonable sin comprometer

las conclusiones del proyecto. Finalmente, la mirada económica de la instalación de estos

parques, hace pensar que es importante considerar el año preciso (o cercano) a la entrada de la

generación eólica, para tener en cuenta, nuevamente a través de estimaciones, el costo del

combustible, y de la tecnología eólica en el año futuro de simulación.

Debido a lo anterior, se llega a la conclusión de que los años a simular será el 2010 y 2015, ya

que para el año 2010 se puede estimar que existirá en el país una alta cantidad de generación

eólica, y para el año 2015, se pueden ver los efectos en el sistema incluyendo las centrales de

Aysén [18].

Los lugares escogidos para instalar los grandes parques eólicos son: Pan de Azúcar, Los Vilos,

Punta Curaumilla y Talcahuano. Todos estos lugares fueron escogidos por los estudios de vientos

que se han hecho en la zona, y que indican que son aptos para instalar un parque. Además, en

algunas de estas zonas, ya existe cierto interés en llevar a cabo proyectos eólicos, estando algunos

incluidos en el plan de obra de generación de la CNE [18].

6

1.2.2. Variables de incertidumbre

1.2.2.1. Hidrología

En cuanto a la hidrología, como es un tanto engorroso simular todas las posibilidades, se busca

encontrar los peores escenarios.

Se puede decir, que un escenario desfavorable, sería hidrología seca y alta demanda, ya que las

centrales de embalse no tendrían la suficiente disponibilidad para enfrentar una salida

intempestiva de los parques eólicos. Por otro lado, una baja demanda con hidrología seca también

produciría un problema, ya que la energía eólica estaría abasteciendo una gran parte del consumo,

por lo tanto, una salida de los parques pudiera ocasionar problemas para un gran porcentaje del

consumo de ese momento.

1.2.2.2. Generación y demanda

Es imposible tener certeza de las generadoras que se instalarán para esa fecha, y la demanda

exacta que existirá cada año, pero tomando como referencia el plan de obra para la generación, y

le crecimiento que prevé la CNE y que se encuentra en el último informe de precio nudo, se

puede llegar a una estimación aceptable.

Se sabe de forma general, que la demanda crece entre un 5-7% anual, o se puede tomar la curva

histórica del SIC: (%)*444.081.3(%) PIBE ∆+=∆ [19].

1.3. Alcance

La modelación de parques eólicos y los posteriores estudios sistémicos que se realicen con ellos,

consta de diversas etapas.

Por un lado, la modelación abarca tanto los componentes propios de los generadores eólicos,

como las otras componentes del sistema (transformadores, líneas, etc.). Luego, éstos se integran

al sistema eléctrico, para posteriormente analizar los resultados obtenidos. De lo anterior, se

espera obtener nuevos esquemas de regulación tanto de frecuencia como de tensión para el

sistema eléctrico.

7

Este trabajo se centra principalmente en la modelación de las componentes eólicas necesarias

para la obtención de simulaciones fidedignas. En la Figura 1.1 se muestra lo anterior

esquemáticamente, y se observa que el tema específico de este trabajo es el que se encuentra

destacado. Dependiendo de las propuestas de regulación, podría haber una retroalimentación y

volver a la simulación del sistema.

Figura 1.1: Esquema de etapas del estudio de parques eólicos.

En la actualidad existen una amplia gama de tecnologías de generadores eólicos, pero las de

mayor uso a nivel internacional son:

• Generador eólico de inducción de velocidad fija

• Generador eólico de inducción doblemente alimentado (DFIG)

• Generador eólico sincrónico de imán permanente

Asimismo, cabe señalar que al ser estos generadores de baja potencia, se agrupan en gran

cantidad en un solo lugar para lograr una potencia mayor, para luego conectarlos directamente a

los sistemas de transmisión. Estos son los llamados Parques Eólicos.

El presente trabajo se abocará a estudiar solamente los 3 tipos de generadores indicados

anteriormente, de manera individual y grupal, y conectados mediante líneas de transmisión a un

sistema equivalente (barra infinita).

Como cada parque eólico consta de decenas de generadores, para modelarlos se requeriría un

gran tiempo de simulación, por lo tanto, se analizarán los modelos equivalentes de estos parques.

Estos generadores equivalentes se denominan modelos agregados.

8

1.4. Objetivo general

El objetivo general es disponer de modelos dinámicos de parques eólicos para tres diferentes

tecnologías, para así obtener una representación fidedigna del comportamiento de estos parques

frente a distintas contingencias, tanto del mismo parque, como del sistema.

1.5. Objetivos específicos

Los objetivos específicos de este trabajo son:

• Conocer el estado del arte en el desarrollo de tecnologías de generación eólica.

• Desarrollar modelos de simulación dinámicos para 3 diferentes tecnologías de parques

eólicos con sus respectivos sistemas de control.

• Capacidad de agrupar con ciertos criterios los distintos elementos a modelar de cada tipo

de generador.

• Validar los modelos estudiados.

• Crear modelo en software con el fin de poder realizar estudios dinámicos del sistema

completo.

1.6. Estructura del trabajo

La memoria se encuentra organizada en 6 capítulos. El primer capítulo presenta las motivaciones,

objetivos y la estructura del trabajo.

El capítulo 2, corresponde a una revisión bibliográfica en donde se recopilan los antecedentes

teóricos relacionados con el tema en estudio, y consta principalmente de información relacionada

acerca de los distintos tipos de máquinas eólicas que se presentan en el mercado, y cómo otros

países han enfrentado la inserción de la energía eólica a su sistema.

En el capítulo 3 se detallan los modelos utilizados para las máquinas y los sistemas de control de

cada una de las tres tecnologías que se estudiarán. Además se explican las consideraciones

tomadas para la realización de los modelos agregados para cada tecnología.

9

En el capítulo 4 se explica el método de validación de los modelos y las simulaciones básicas que

den cuenta de resultados confiables.

En el capítulo 5, se observa el comportamiento de los parques conectados a una red infinita. Se

realizan diferentes fallas para estudiar su respuesta frente a ellas.

Por último, el capítulo de Anexos, incluye el detalle de los modelos de los parques eólicos.

10

2.1. Tecnologías de generación

Con el incremento de la energía eólica a través de los años, es razonable que la tecnología de los

generadores y por ende de los parques, haya ido evolucionando en el tiempo hasta el día de hoy.

Generadores más sofisticados, que no perjudican al sistema con las fluctuaciones de potencia

propias de los parques eólicos, parece ser la tendencia que se observa en donde se tiene una alta

penetración de este tipo de energía [1].

El claro inconveniente que presentan los grandes parques eólicos, consiste en la alta

incertidumbre del viento. Si bien se pueden generar predicciones diarias con resultados

aceptables, es casi imposible hacer algún tipo de predicción por un período más prolongado.

Además, se debe considerar que la generación de la totalidad de la potencia instalada se logra

sólo algunas pocas horas al año, siempre dependiendo de la velocidad inconstante del viento.

Esto hace que el factor de planta de estas centrales sea no mayor al 40%.

Las tecnologías que se utilizan para estos parques se pueden dividir en términos generales en

máquinas de velocidad fija y de velocidad variable [31]. Las máquinas de velocidad fija se

encuentran conectadas directamente a la red, mientras que las de velocidad variable son

conectadas a través de interfaces de electrónica de potencia.

Para estas distintas tecnologías existen múltiples aspectos a favor y en contra, como por ejemplo,

que las primeras, son simples y de bajo costo, pero presentan una alta variabilidad en la potencia

entregada a la red. Las de velocidad variable, son más costosas, y debido a que se conectan a

través de dispositivos de electrónica de potencia, pueden requerir compensación armónica, pero

por otro lado, tienen un mejor comportamiento, y permiten regulación de potencia activa y

reactiva.

Capítulo 2 Parques Eólicos y Modelación

11

En Chile, el parque eólico Canela, ubicado en la IV región, es el primero de mediana

envergadura, empezando con una primera etapa de 18[MW], para terminar en unos años más con

la tercera etapa del proyecto, teniendo una capacidad instalada final de 60[MW]. En este parque

se instalaron máquinas de inducción de velocidad fija, principalmente por su bajo costo, y debido

a que como en el país se está recién iniciando el tema de la generación eólica, aún no se

visualizan los problemas que un gran número de este tipo de máquinas puede ocasionar a la red.

En este estudio se analizan tres tecnologías diferentes, de los cuales se da una breve descripción a

continuación.

Generador eólico de Inducción velocidad fija:

Figura 2.1: Máquina de inducción de velocidad fija.

Este tipo de máquina se encuentra conectada directamente a la red a través de un sistema de caja

de engranajes (amplificadora) entre los sistemas de ejes de alta y baja velocidad. Es un generador

sencillo, de fácil control y por ello, tiene un bajo costo en el mercado.

Los generadores de inducción demandan siempre potencia reactiva para mantener el acople

magnético entre el rotor y el estator, la cual debe ser abastecida ya sea por la red eléctrica, o a

través de la instalación de equipos de compensación como bancos de condensadores o equipos de

electrónica de potencia [6].

Debido a que se encuentra directamente conectado a la red, existe un importante problema en

cuanto a las variaciones de potencia activa y reactiva por causa de la variación del viento, por lo

que se requiere que siempre existan otras centrales con reserva en giro para acudir ante cualquier

12

salida del parque. Es por esto, que este tipo de generador es el que presenta mayores problemas a

la red eléctrica si no tiene una adecuada compensación.

Máquina de Inducción doblemente alimentada (DFIG):

Figura 2.2: Máquina de inducción doblemente alimentada.

En esta máquina, el circuito del estator es conectado directamente a la red, mientras que el

circuito del rotor se conecta mediante un convertidor electrónico de potencia.

Este tipo de generador eólico se ha vuelto bastante popular, debido a que la potencia que pasa por

el convertidor es sólo una fracción de la potencia nominal (20 - 30%), por lo tanto, las pérdidas

en el convertidor electrónico de potencia son reducidas, comparado con un sistema en donde se

debe convertir la potencia total [1-2], [13]. Además, debido a esto, el costo del convertidor se

reduce ya que es de menor tamaño.

En general, los generadores eólicos de velocidad variable permiten reducir las fluctuaciones de

tensión en el punto de conexión a la red y permiten tener un control independiente de la potencia

activa y reactiva que se entrega [6]. Otro beneficio es que se puede ajustar la velocidad del rotor

en función de la velocidad del viento, de tal forma que la eficiencia aerodinámica sea la óptima.

Además, con un control adecuado, permite darle mayor inercia al sistema [5].

El mayor problema de este tipo de máquinas, es que frente a una falla, se conecta su protección

(crow bar), dejando el bobinado del rotor cortocircuitado (jaula de ardilla), y de esta forma pierde

la controlabilidad de la potencia activa y reactiva, por lo tanto, dependiendo de la profundidad de

la falla se evalúa su desconexión para proteger el conversor, debido a que podría llegar al límite

13

de su capacidad y dañarse. La solución posible es sobredimensionar el conversor para que no se

dañe frente a una falla, pero en este caso el costo aumenta, y empieza a ser mejor pensar en un

generador sincrónico [1].

Máquina Sincrónica de Imanes permanentes:

Figura 2.3: Máquina sincrónica de imanes permanentes.

Las máquinas sincrónicas suelen ser muy grandes debido a su gran número de polos, tamaño que

se ve reducido si se incorpora una caja de engranajes para que aumente su velocidad.

El generador sincrónico multipolo de imanes permanentes (PMG) es por lo general de una mayor

eficiencia, y más compacto que las máquinas de excitación continua. Sin embargo, son más

costosas y requieren de complejos rectificadores ya que los más simples no permiten control de

reactivos o de tensión [3].

Se encuentra completamente aislada de la red, ya que toda la potencia pasa por un conversor, el

cual por esta misma razón, es de mayor tamaño y más costoso.

14

2.2. Control de Tensión y Fault – Ride Through

Los generadores eólicos en sus inicios eran de baja potencia (150[kW]) y se instalaban

principalmente en los sistemas de distribución (10[kV]) o en sistemas aislados. Estos generadores

eólicos han ido evolucionando en el tiempo, y han incrementado su potencia hasta llegar en

promedio a los 1600[kW] nominales. Como aún así son mucho más pequeños que un generador

convencional, se empezaron a instalar y concentrar una gran cantidad de generadores eólicos en

un solo lugar para ser conectados directamente al sistema de transmisión, lo que trae consigo una

serie de problemas técnicos de operación del sistema tales como: control de tensión, generación

de respaldo y manejo de la potencia reactiva durante y después de una falla.

En países de alta penetración eólica, como por ejemplo, España, está ocurriendo el mismo

fenómeno de evolución tecnológica que se visualiza ocurrirá en Chile. La mayoría de la

generación eólica que se encuentra instalada es de velocidad fija, sin embargo, la experiencia les

ha hecho tomar ciertas medidas que ayuden a la seguridad del sistema, por ejemplo, cambiar el

tipo de tecnología a generadores de velocidad variable, o instalar sistemas de compensación a los

que ya existen de velocidad fija. Esto es debido a que ya se tiene conocimiento de la inestabilidad

que un gran número de centrales de velocidad fija sin compensación pueden provocar al sistema

[30-31].

El tema de moda en estos momentos, es el control de tensión, y la capacidad de los parques a

superar una falla sin desconectarse del sistema. En países donde la penetración eólica es alta, esto

es un problema, ya que frente a una falla, no se pueden desconectar todos los parques porque

empeoraría la situación, y si se quedan conectados, al despejarse la falla, estos absorben una

cantidad de reactivos que pueden desestabilizar el sistema a tal punto de llevarlo a un colapso de

tensión. Esto ha llevado a desarrollar nuevas normativas para el despacho y operación de las

centrales en los sistemas interconectados.

En distintos países se ha implementado un control de la potencia reactiva que absorben e inyectan

estos parques a la red para que exista una operación normal en el sistema, y en particular para

cada una de las turbinas que lo componen, para que se mantengan dentro de ciertos límites de

operación. Un ejemplo de estos límites se muestra en la Figura 2.4 y Figura 2.5.

15

Figura 2.4: Límites de operación de parques eólicos en Alemania [7].

Este gráfico corresponde al requerimiento de factor de potencia que se le exige a los parques en

Alemania, dependiendo de la tensión en barra de conexión. Se puede observar que el factor de

potencia permitido es entre los 0.925 inductivo o capacitivo, dependiendo del tipo de gráfico.

Figura 2.5: Límites de operación de turbinas eólicas en Inglaterra [7].

Para el caso de Inglaterra, el límite de operación de la potencia reactiva es de 0.95 inductivo o

capacitivo, esto dependiendo de la tensión en el punto de conexión a la red, moviéndose dentro

del área marcada en la Figura 2.5 [7].

Para los casos de fallas en el sistema, el generador debe cumplir ciertas condiciones para

quedarse conectado al sistema, dependiendo del tiempo de duración y profundidad de la falla. Si

no es capaz de seguir esta condición, debe desconectarse. Para seguir la condición de operación

16

impuesta, deben los generadores invertir en reactores en derivación, bancos de condensadores, y

lo más usado, son equipos FACTS, como por ejemplo SVC o STATCOM. Para estos casos, en la

Figura 2.6 se observa la curva que debe seguir un generador sincrónico. Para una caída de tensión

en donde ésta llega a un 15% de su valor nominal, la máquina se debe mantener conectada hasta

por 180[seg]. De ahí en adelante, si la falla es de mayor duración, se relaja la condición de

profundidad de caída de tensión.

Figura 2.6: Requerimiento de conexión de la máquina frente a caídas de tensión [8].

En la Figura 2.7 se observa el mismo requerimiento, pero del punto de vista de la corriente

reactiva. Se observa que para una caída de tensión por ejemplo de un 20%, la corriente reactiva

requerida es de un 40%.

Figura 2.7: Requerimiento de corriente reactiva del generador eólico [8].

En Chile aún no se legisla sobre este tema, ya que recién se está comenzando con la instalación

de parques eólicos, pero es de esperar que en un tiempo más se tome esto en consideración, ya

que es muy probable que se empiecen a tener los mismos problemas que han tenido otros países

más desarrollados en la generación eólica.

17

2.3. Motores eléctricos y modelación

2.3.1. Máquina de Inducción

La operación de la máquina de inducción (como motor) ocurre alimentando el enrollado trifásico

del estator desde una fuente trifásica, para así producir un campo magnético rotatorio. Este

campo rotatorio, a su vez induce corrientes en el enrollado del rotor, el cual no tiene alimentación

externa, produciéndose así un torque motriz en el eje de la máquina [32].

Lo que define la operación de la máquina como motor o generador es el deslizamiento s, el cual

corresponde al atraso del rotor con respecto a la velocidad sincrónica del campo rotatorio del

estator.

s

s

n

nns

−= (2.1)

De esto se desprende que la velocidad del campo magnético del estator respecto del rotor es

ss nsnn ⋅=− , y la frecuencia de las corrientes rotóricas inducidas será fsf r ⋅= .

Tabla 2.1: Variables y significado de ecuación de deslizamiento.

Variable Significado

sn Velocidad del campo rotatorio del estator

n Velocidad del rotor

rf Frecuencia de las corrientes en el rotor

18

Figura 2.8: Curva de deslizamiento de una máquina de inducción [9].

La forma de la curva de la característica Torque – velocidad muestra el rango de funcionamiento

de la máquina de inducción. La máquina funciona como motor cuando s>0, y como generador

cuando s<0. Cuando s>1 la máquina está rotando en sentido contrario al campo rotatorio, y opera

como freno eléctrico.

El modelo circuital clásico de la máquina de inducción refiere los valores de las corrientes y

tensiones del rotor al estator. Esta máquina, al inducir corrientes (desde el estator hacia el rotor),

se modela como un transformador. En la práctica se utiliza el circuito equivalente aproximado, y

el circuito equivalente sería el que se observa en la Figura 2.9.

Figura 2.9: Esquema circuital de una máquina de inducción [9].

19

2.3.2. Máquina sincrónica

El rotor puede ser un imán permanente, o un enrollado excitado con corriente continua (corriente

de campo), alimentando a través de anillos rosantes desde una fuente continua.

Figura 2.10: Anillos rosantes máquina sincrónica [9].

El campo magnético rotatorio de la máquina sincrónica resulta de la interacción de las f.m.m. de

los 3 enrollados del estator. Cuando éstos son alimentados desde una fuente trifásica, se

encontrará que la f.m.m. resultante es de magnitud constante y gira en el espacio a velocidad

sincrónica.

Para estudiar el comportamiento de esta máquina es conveniente definir enrollados ficticios

denominados enrollado de eje directo (d) y enrollado de eje en cuadratura (q), los que reemplazan

a los enrollados reales de estator. Estos enrollados, sin embargo, tienen sus ejes fijos al rotor, de

modo que giran a velocidad de sincronismo.

En general xd y xq son diferentes, siendo xd>xq. Sin embargo, cuando la máquina es de rotor

cilíndrico, se cumple que sqd xxx ≈≈ , donde xs corresponde a la reactancia sincrónica.

Con esto, el modelo de la máquina se puede considerar que es el siguiente:

Motor: ( )•••

+⋅+= EIjxrV ss (2.2)

Generador: ( )•••

+⋅+= VIjxrE ss (2.3)

20

De aquí, se puede establecer un circuito equivalente como el de la Figura 2.11.

Figura 2.11: Circuito equivalente máquina sincrónica.

Para el caso del rotor cilíndrico, las expresiones para la potencia activa y reactiva son las

siguientes:

( )δsenx

EVP

s

⋅= (2.4)

( )ss x

V

x

EVQ

2

cos −⋅= δ (2.5)

La característica de potencia o torque en función de δ se observa en la Figura 2.12.

Angulo

P

π/2

Generador

Motor

−π −π/2

π0

s

pa

X

VV ⋅⋅3

Figura 2.12: Curva Potencia – ángulo, máquina sincrónica.

Usualmente, en régimen permanente la magnitud del ángulo δ es inferior a δ max, ya que el

funcionamiento de la máquina es estable cuando 0>δd

dP. Si la magnitud de δ excede este valor,

la máquina se sale de sincronismo y se frena.

21

3.1. Introducción

Las turbinas eólicas son complejos sistemas electromecánicos, por lo que, para lograr una

representación aceptable y confiable de ellas se deben considerar tanto los componentes

eléctricos como generadores, convertidores de frecuencia y su respectivo sistema de control,

como las partes mecánicas que influyen en la potencia entregada como por ejemplo el sistema de

ejes y las inercias de la turbina y el generador.

Como en todo modelo, la representación de cualquier componente debe tener un propósito y una

explicación en relación a la investigación que se desee realizar, ya que modelos extremadamente

detallados serán más difíciles de describir y explicar, las simulaciones serán más lentas y

producirán datos innecesarios, lo que puede confundir la interpretación. Por otro lado, un modelo

demasiado simplificado puede no aportar los datos necesarios para la investigación [10].

Los siguientes requerimientos deben ser cumplidos por los modelos dinámicos de la turbina

eólica para ser usados en investigaciones de la estabilidad de tensión y de frecuencia:

• El modelo dinámico debe predecir con una precisión suficiente ciertos valores de interés,

como por ejemplo la potencia eléctrica, la potencia reactiva y la tensión, además de

valores como tensión y corriente en la máquina, frecuencia de la red, y valores mecánicos

como la velocidad del rotor del generador.

• En el caso de las turbinas de velocidad variable con convertidor controlado DFIG y

sincrónica, la representación del convertidor es muy importante. Esto es debido a que el

convertidor controla en ambos casos la potencia activa y reactiva que consume o aporta el

generador.

Capítulo 3 Representación de los Modelos

22

• El modelo debe ser capaz de reunir un gran número de turbinas eólicas, con el fin de

representar un parque completo de gran envergadura (alrededor de 100[MW]).

Después de estas consideraciones, el modelo de los distintos parques es implementado en un

adecuado software de simulación. Si bien existen numerosos de software que cumplen los

requisitos de las simulaciones, se ha escogido el software DIgSILENT Power Factory v. 13.2

para este trabajo, por ser el software que se utiliza comúnmente las empresas del sector eléctrico

chileno y por encontrarse disponible para este proyecto. El presente trabajo modela los parques

eólicos hasta la barra de conexión al sistema, después de esta barra se representa el equivalente

del SIC con una barra infinita.

Para la modelación y control de un generador eólico, se presenta el siguiente diagrama de

bloques, que es genérico para cualquier generador, pero en el caso, por ejemplo de un generador

eólico de inducción de velocidad fija, se le deben quitar algunos bloques. Este modelo representa

las componentes básicas de un generador eólico.

Figura 3.1: Esquema general del modelo de un generador eólico.

Los bloques de la Figura 3.1 son los siguientes:

• Modelo aerodinámico del rotor. El viento entrante se considera estacionario, por la corta

duración de las simulaciones, por lo tanto la velocidad es constante [10].

• Sistema de eje, representando la posible oscilación que se produce en los parámetros

eléctricos, debido a torsiones en la mecánica del sistema.

• Modelo eléctrico del generador.

23

• Control de ángulo, si es que se trata de una turbina de ángulo variable.

• Convertidor y su control, si es que la turbina posee un convertidor de electrónica de

potencia para conectarse a la red.

• Sistema de protección de relés, si es que fuese necesario.

3.2. Turbina eólica de inducción de velocidad fija

3.2.1. Modelo del generador inducción

Un generador eólico de inducción de velocidad fija, generalmente corresponde a un generador

jaula de ardilla [6].

Es importante establecer un modelo adecuado de la máquina, ya que si bien se quiere una gran

precisión en la simulación (dinámica), a su vez, al modelar un parque de cientos de turbinas,

también se requiere que el tiempo de simulación no sea excesivo.

El modelo del generador de inducción se observa en la Figura 3.2 (también puede verse en la

Figura 2.9). En el caso de la máquina de inducción directamente conectada a la red, la tensión en

el rotor es cero, ya que al ser una máquina jaula de ardilla, los terminales se encuentran

cortocircuitados.

Figura 3.2: Modelo máquina de inducción [21].

Con un modelo de 5º orden se considera el flujo transitorio del rotor y del estator, y las

ecuaciones que modelan esto son las siguientes [1], [4], [11], [13]:

tww

wjiru s

ns

n

synsss ∂

∂++⋅=

ψψ 1 (3.1)

tww

wwjiru r

nr

n

rsynrrr ∂

∂+

−+⋅==

ψψ 10 (3.2)

24

( ) rmsmss ixixx ⋅+⋅+=ψ (3.3)

( ) rrmsmr ixxix ⋅++⋅=ψ (3.4)

mer

gen TTt

wJ +=

∂∂

(3.5)

*Im ssel it ⋅= ψ (3.6)

Tabla 3.1: Significado variables modelo de máquina de inducción

Variable Significado Unidad

su Voltaje del estator V

ru Voltaje del rotor V

si Corriente del estator radmN ⋅

ri Corriente del rotor radsmN ⋅⋅

sψ Flujo del estator -

sψ Flujo del rotor mN ⋅

sR Resistencia del estator mN ⋅

rR Resistencia del rotor rad/s

synw Velocidad angular síncrona rad/s

rw Velocidad angular del rotor rad/s

nw Velocidad angular nominal de la red eléctrica rad

rx Reactancia del rotor pu

sx Reactancia del estator pu

mx Reactancia de magnetización pu

Como un modelo de 5º orden puede llevar mucho tiempo de simulación, se analiza un modelo de

3º orden, el cual desprecia el flujo transitorio del estator haciendo cero la derivada del flujo del

estator con respecto al tiempo. Las ecuaciones que describen este modelo son las siguientes [4]:

sn

refsss w

wjirU ψ+⋅= (3.7)

rn

grefr

nrrr w

wwj

twirU ψψ −

+∂

∂+⋅== 1

0 (3.8)

25

En estudios de estabilidad, los fenómenos transitorios de la red eléctrica usualmente no se

consideran por lo que aplicando “el principio de despreciar el transitorios del estator” se tiene un

modelo de buena precisión de 3º orden [33].

Simulaciones advierten que el modelo de 3º orden con el de 5º orden son muy similares, salvo

oscilaciones de alta frecuencia que el modelo de 3º orden no alcanza a captar. Por lo tanto se

utilizará el modelo de 3º orden [1], [4], [6].

En el software, el modelo del generador se encuentra directamente incorporado en el tipo de

generador que se escoge.

3.2.2. Modelo mecánico

La importancia del modelo radica en que los sobreimpulsos de torque mecánico que se generen

en la turbina, ya sea por una ráfaga de viento u otro motivo, se transmiten a través del eje

principal hacia el eje de alta velocidad, y finalmente afecta a las variables eléctricas del

generador. En particular, en el caso de la máquina de inducción de velocidad fija, estos impulsos

provocan un comportamiento similar en la corriente del generador, la potencia eléctrica, el

consumo de potencia reactiva, y en la tensión en el punto de conexión a la red, lo que perjudica la

generación. Por otro lado, en el caso de turbinas de velocidad variable, donde el punto de

operación del generador es controlado por el convertidor, los sobreimpulsos en el torque

mecánico se convierten en fluctuaciones en la velocidad de la turbina [10].

Existen dos formas más usadas de representar el eje de la turbina eólica. La primera consiste en

un modelo concentrado, donde se considera una sola masa para representar la suma de las

inercias de la turbina y del generador.

genturconc III += (3.9)

Donde concI representa la inercia del modelo concentrado, e gentur II , representan las inercias de

la turbina, y del generador respectivamente.

La ecuación que modela este eje considerando un sistema concentrado es la siguiente:

concconcelecmecconc

conc wDTTt

wI ⋅−−=

∂∂

⋅2 (3.10)

26

Donde concw es la velocidad rotacional del sistema mecánico concentrado, y se tiene que

turgenconc www == . La variable elecT representa el torque eléctrico del generador (de inducción) y

concD es el amortiguamiento del sistema concentrado.

Como se menciona en un principio, la interacción electromecánica genera fluctuaciones en la

tensión, en la corriente de la máquina y en la velocidad del generador entre otros parámetros,

sobre todo para las máquinas de velocidad fija. Por lo tanto, para representar todas estas

fluctuaciones, se considera un modelo ya no concentrado, si no que de dos masas, en donde se

representan por separado la gran inercia de la turbina y la pequeña inercia del generador [4], [6].

Figura 3.3: Modelo mecánico del eje de la turbina.

El eje que une la turbina con el generador no es completamente rígido, ya que éste transmite las

vibraciones desde la turbina hacia el generador a través de la caja de engranajes que posee, por lo

que el eje de baja velocidad es modelado como un resorte de constante de rigidez k y un

amortiguador con un coeficiente c, mientras que el eje de alta velocidad se considera rígido.

Además se agrega un engranaje ideal de relación gearn:1 . Las ecuaciones que modelan este

sistema de ejes son las siguientes [4], [12], [14-15]:

turtur w=•θ (3.11)

gear

genturk

n

ww −=

•θ (3.12)

( )tur

shaftturtur

Jw

ττ −=

• (3.13)

Aerodinámica

Eje de baja

velocidad

Caja de

Engranjes

Generador

Eje de alta

velocidad

rotθ

rotT

rotJ

k

c

shaftT

gearη:1

genθ

genJ

27

kkshaft kc θθτ ⋅+⋅=•

(3.14)

gear

shaftgengenmec n

wPτ

⋅=_ (3.15)

tur

windtur w

P=τ (3.16)

Donde k es la constante de rigidez, genD y turD son los coeficientes de amortiguamiento del

generador y la turbina respectivamente, y ow es la velocidad eléctrica del sistema.

Tabla 3.2: Significado variables modelo del eje de la turbina.

Variable Significado Unidad

turJ Inercia de la turbina 2mkg

genJ Inercia del generador 2mkg

k Constante de rigidez radmN ⋅ c Coeficiente del amortiguador radsmN ⋅⋅

gearn Relación caja de cambio -

turT Torque de la turbina mN ⋅

shaftT Torque en el eje de baja velocidad mN ⋅

tur

•θ

Velocidad angular de la turbina rad/s

turw Velocidad angular de la turbina rad/s

genw Velocidad angular del generador rad/s

kθ Diferencia angular entre los dos extremos del eje flexible Rad

genmecP _ Potencia mecánica al generador W

En el software, el modelo del eje forma parte del bloque “prime mover” (conjunto turbina -

generador), el cual recibe a la entrada la velocidad del generador genw y entrega la potencia al

mismo generador genmecP _ . Las ecuaciones que modelan el eje (eccs. 3.11 – 3.16) están

representadas en los bloques que se presentan en la Figura 3.4.

28

Figura 3.4: Modelo del eje en DIgSilent.

En la Tabla 3.3 se presentan los valores de las constantes de cada bloque y su significado.

Tabla 3.3: Significado constantes modelo del eje de la turbina

Variable Significado valor Pbase Potencia nominal del generador [MW] 5

D_turb Amortiguamiento de la turbina [Nms/rad] 0

J_turb Inercia del rotor (sin el generador) [kg mm] 6100000

K_shaft Constante del resorte del modelo del eje [Nm/rad] 83000000

D_shaft Constante del amortiguador del modelo del eje [Nms/rad] 1400000

RPMnom Velocidad nominal de la turbina [rpm] 18

Pwind Potencia extraída del viento -

speed_gen Velocidad del generador -

t1 Diferencia entre Tturb y el Tmec -

El conjunto de bloques representa las ecuaciones mencionadas anteriormente, y en la Tabla 3.4 se

observa la ecuación en particular que representa cada uno de ellos.

29

Tabla 3.4: Bloques que conforman el modelo del eje.

Bloque Lenguaje DSL Eccs. Mecánicas

torque=Power/omega*1E6

tur

windtur w

P=τ

(1)speed_state.=(t1-D_turb*speed_state)/J (2)omega_tur=speed_state (3)inc(speed_state)=omega_tur

( )tur

shaftturtur

Jw

ττ −=

•

(1)inc(dphi12)=t1/K12 (2)dphi12.=omega1-omega2 (3)t1=K12*dphi12-D12*(omega2-omega1) gear

genturk

n

ww −=

•θ

kkshaft kc θθτ ⋅+⋅=•

pt=omega_gen*tg/1E6/Pbase

gear

shaftgengenmec n

wPτ

⋅=_

omega=speed*RPMnom/60*2*pi()

3.2.3. Modelo aerodinámico

Se debe tomar en cuenta que no se puede extraer toda la energía del viento, ya que esto

significaría detenerlo por completo dentro del área del rotor, lo que causaría una congestión. En

el otro extremo, si no se reduce la velocidad del viento no se puede extraer nada de su energía.

Entre estos dos extremos debe haber un óptimo para utilizar la potencia del viento reduciendo su

velocidad.

Para altas velocidades de viento, es necesario limitar la potencia de entrada a la turbina eólica, y

para ello, se debe realizar un control aerodinámico.

La máxima potencia mecánica obtenida del viento se rige por la siguiente ecuación

( )βλπρ ,2

1 32Pwind CvRP ⋅⋅⋅⋅⋅= (3.17)

30

v

Rwtur ⋅=λ (3.18)

La relación entre PC , λ y β , depende del diseño de la turbina. Las curvas que se muestran a

continuación corresponden a una típica turbina de eje horizontal. Se puede apreciar que para un

viento dado, existe un punto dado por optλ , para el cual que se tiene un maxPC , con el que se

obtiene la máxima potencia extraída del viento. El límite máximo teórico del coeficiente de

potencia PC , corresponde a 0.532, esto se conoce también como el límite de Betz [4].

Figura 3.5: curvas que definen la relación entre PC , λ y β .

31

Figura 3.6: curva en 3D definiendo la relación entre PC , λ y β [16].

Para obtener estos valores, generalmente se utiliza una tabla precalculada, sin embargo, también

es posible emplear una función analítica aproximada, como por ejemplo:

( ) λβλ ⋅−⋅−⋅−⋅= 17.02 6.5022.05.0 eCP [23] (3.19)

También es utilizada la función:

( ) ( )( ) ( ) βλ

βλπβ ⋅−⋅−

⋅−−⋅⋅−= 300184.03.015

3sin0167.044.0PC [28] (3.20)

El viento es considerado constante en los estudios de estabilidad transitoria, ya que las

oscilaciones de éste no influyen significativamente [10]. Por lo tanto, el modelo aerodinámico

sería el que se observa en la Figura 3.7, donde se pueden ver las entradas y salidas de este

sistema.

El modelo aerodinámico consiste principalmente en la turbina eólica. En DigSilent el modelo de

la turbina se representa como se observa a continuación:

32

Figura 3.7: Esquema DigSilent modelo turbina.

El modelo representa las ecuaciones 3.17 y 3.18, además de obtener el valor de Cp a través de

una matriz precalculada.

Tabla 3.5: Significado y valor de constantes modelo turbina.

Variable Significado valor beta Angulo de las aspas - omega_tur Velocidad de la turbina - vw Velocidad del viento - R Radio de las aspas [m] 50 rho Densidad del aire [kg/m3] 1.225 matrix_i Matriz que representa la constante C(lambda,beta) - Pwind Potencia extraída del viento -

3.2.4. Control de ángulo

El control del ángulo de las aspas tiene dos objetivos principales, que son:

• Optimizar la potencia de salida de las turbinas, esto es, cuando la velocidad del viento es

menor a la velocidad límite para la cual el generador llega a su potencia máxima.

• Evitar que la potencia mecánica generada supere el límite técnico permitido cuando se

tienen fuertes vientos [2], [14].

En la Figura 3.8 se observa la curva que se obtiene de la potencia extraída del viento para

velocidades sobre y bajo la nominal.

33

Potencia extraída del viento

Velocidad Viento [m/s]

Pot

enci

a

Pn

4

0

Vn 25

Potencia Limitada

Potencia

Optimizada

Figura 3.8: Potencia extraída en función del viento.

Existen principalmente dos tipos de control de ángulo stall control y pitch control. El primero

controla el ángulo solo con geometría y la deformación del aspa provocando turbulencias frente a

vientos a altas velocidades, las que frenan la turbina. El pitch control, es un control de ángulo

dinámico, donde para cada velocidad existe un ángulo óptimo para el cual se obtiene la potencia

máxima extraíble del viento. Para efectos de este trabajo, se representan los parques de velocidad

variable y fija con el sistema de control de ángulo pitch control.

El control dinámico del ángulo se lleva a cabo mediante un sistema de control genérico, en donde

el ángulo de posición de las aspas β , es controlado en función de una variable X, la cual puede

ser un valor eléctrico como por ejemplo la potencia eléctrica; un valor mecánico como la

velocidad del generador; o una combinación de ambas. En este trabajo, se toma como variable X,

la velocidad del generador, y se tiene como referencia un valor de 1.25 [pu] [10].

Figura 3.9: Esquema de control del ángulo de las aspas.

34

El valor de la velocidad del generador, se compara con su referencia, y el error pasa a través de

un control proporcional derivativo PD, el cual es opcional, y se utiliza para lograr una mayor

sensibilidad; después pasa por un control proporcional integral PI, el cual hace que ante el

cambio de referencia del ángulo; luego este bloque produce la señal de referencia del ángulo β ,

la cual finalmente pasa por un sistema de control regular.

Es importante incluir un saturador, para evitar que el ángulo de referencia sobrepase el máximo y

mínimo permitido, además de controlar que la tasa de cambio del ángulo en el tiempo no sea muy

grande, nuevamente para evitar altas corrientes en el rotor al tratar de seguir la referencia.

El sistema de control de ángulo de las aspas, debe actuar ante cambios principalmente en la

velocidad del rotor, los cuales pueden ocurrir debido a la dinámica de la máquina o del sistema

(por ejemplo, frente a fallas), con el objetivo de mantener siempre a la máquina dentro de límites

de velocidad adecuados.

Como se observa en la Figura 3.5, si la velocidad de la máquina aumenta por sobre su referencia,

el control aumenta el valor del ángulo β , para que así el coeficiente de potencia PC disminuya,

y por lo tanto, disminuya la potencia que se extrae del viento.

35

3.3. Generador de inducción doblemente alimentado (DFIG)

El modelo mecánico y aerodinámico son los mismos explicados para la máquina de inducción de

velocidad fija, y el modelo de la máquina es similar, ya que ambas son de inducción. A

continuación se explicarán las diferencias.

3.3.1. Modelo del generador (DFIG)

Se repite el modelo del generador de inducción analizado en la sección 3.2.1. Se considera un

modelo de 3° orden. En la Figura 3.10 se observa el modelo de la máquina de inducción

doblemente alimentada. Una de las diferencias está en que la tensión en el rotor ya no es cero,

debido a que en este caso no se trata de una máquina jaula de ardilla.

Figura 3.10: Modelo máquina de inducción doblemente alimentada [20].

Los conversores C1 y C2 que se observan en la Figura 3.11, se encargan del control de esta

máquina. El convertidor C1 (del lado del rotor) controla la tensión del rotor, y por lo tanto, el

torque electromagnético. El convertidor C2 (del lado de la red) mantiene la tensión de la red

constante, e intercambia potencia reactiva con ella. En el modelo los convertidores se suponen

ideales, y el link DC que existe entre ellos tiene una tensión constante [30-31].

En la Figura 3.11, ia es una fuente de corriente que representa el convertidor C2, y u’ es una

fuente de voltaje que representa el control del rotor (convertidor C1) [30-31].

Figura 3.11: Representación de los convertidores.

36

3.3.2. Convertidor de PWM

Este dispositivo es típicamente realizado con IGBT’s, debido a que permiten un switching a alta

frecuencia. En los antiguos generadores eólicos, los convertidores con tiristores eran comúnmente

usados, pero debido al alto nivel de armónicas que generaban y la falta de capacidad de control

de la potencia reactiva, éstos ya no se usan hoy en día.

Figura 3.12: Modelo convertidor PWM [4].

Como para esta aplicación el comportamiento del PWM es realmente importante, se debe utilizar

un modelo de frecuencia fundamental.

Asumiendo una tensión ideal Vdc y una modulación ideal por parte del PWM, se tiene la

siguiente relación:

dcac VmV ⋅⋅=22

3 (3.33)

La fase del voltaje Vac es definida por el conversor PWM.

El índice m es la variable de control del convertidor PWM. La ecuación (3.33) es válida para

0<=m<1. Para valores mayores a 1, el conversor comienza a saturarse, y el nivel de armónicas

empieza a incrementarse.

El modelo del conversor es completado por la ecuación de potencia:

0Re3 =⋅⋅+⋅ ∗acacdcdc IVIV (3.34)

37

Ecuación de conservación de potencia asume que no hay pérdidas, ya que el switcheo es a muy

alta frecuencia, por lo que las pérdidas que predominan son solo de este tipo.

3.3.3. Protección de sobrecorriente al rotor (DFIG)

En caso de fallas cerca del generador, las corrientes rotóricas se incrementan, pudiendo dañar el

convertidor del lado del rotor. Para evitar esto, el convertidor del lado del rotor se cortocircuita

cuando la corriente excede cierto límite, y así se protege el inversor. Cuando esto ocurre, el

generador doblemente alimentado se comportará como un generador de jaula de ardilla simple.

Sin embargo, el punto de operación en esta configuración puede estar muy lejos de ser estable,

por lo que puede consumir una gran cantidad de potencia reactiva, por lo que al cortocircuitar el

rotor, se le agrega una resistencia adicional (xc y rc en la Figura 3.13), la cual reduce el consumo

de reactivos [10], [23]. En la Figura 3.13 se observa el circuito resultante:

Figura 3.13: Modelo protección de sobrecorriente máquina de inducción doblemente alimentada [20].

Las ecuaciones para esta condición son las siguientes:

( ) rn

grefr

nrcr w

wwj

twirr ψψ

⋅−

+∂

∂+⋅+= 1

0 (3.35)

( ) rcrmsmr ixxxix ⋅+++⋅=ψ (3.36)

3.3.4. Sistemas de referencia

La técnica de control vectorial permite desacoplar la potencia activa y reactiva. Esto está basado

en el concepto del control qd − en diferentes sistemas de referencia, donde las corrientes y

voltajes son descompuestos es estas dos componentes que se relacionan con la potencia activa y

reactiva [17].

38

Figura 3.14: Sistema de referencia.

Sistema de referencia de la red (SRF): es el sistema de referencia que está fijo a la red, y rota

con su referencia de voltaje.

Sistema de referencia del rotor (RRF): es el sistema de referencia que está fijo al rotor, y rota

con él.

Sistema de referencia del flujo del estator (SFRF): es el sistema de referencia que rota en

sincronismo con respecto al flujo del estator

Sistema de referencia del voltaje del conversor del lado de la red (GCVRF): es el sistema de

referencia donde el eje d es colineal al voltaje del conversor del lado de la red. Esto es medido a

través de un PLL (phase-loocked loop). Esto sirve para sincronizar el voltaje AC del conversor,

con el de la red. [17]

Para realizar las transformaciones entre un sistema de referencia y otro, es necesario primero,

realizar la transformación desde las tres fases de tensión y corriente, al sistema d – q. Para esto, se

utiliza la siguiente matriz de transformación [24]:

⋅

−

−−

=

c

b

a

q

d

x

x

x

x

x

x

21

21

21

23

230

21

211

3

2

0

39

3.3.5. Conversor del lado del rotor

El conversor del lado del rotor controla independientemente la potencia activa y reactiva de la

máquina. Este control se realiza a través de los ejes qd − , los cuales se encuentran referenciados

en el sistema del estator y son ortogonales entre sí. De esta forma, la componente d de la

corriente del rotor rdi es usada para controlar la potencia reactiva, y la componente q de la

corriente del rotor rqi es usada para controlar el torque de la turbina eólica, por lo tanto, su

velocidad [1], [6].

Figura 3.15: Esquema DFIG control.

El control del lado del rotor consta de dos controles PI en cascada. El primero es el control PQ, el

cual recibe la potencia activa y reactiva medida en la red, y la compara con las de referencia,

pasan por un control PI, y tiene como salida las corrientes de referencia rdrefi rq

refi . Estas señales

entran al segundo control, que es el control de corriente, el cual compara estas referencias con las

corrientes medidas, y a través de un control PI, finalmente entregan los factores de modulación

dPWM y qPWM , los cuales cambian la tensión del rotor [4].

40

3.3.6. Control PQ convertidor del lado del rotor

El control PQ es un control PI, donde entra la señal de referencia de la potencia activa y reactiva,

y se comparan con las correspondientes medidas. Primero, la medición de P y Q pasan por una

etapa de integración, la cual suaviza la señal medida, haciendo que al compararla con la

referencia el error no tenga cambios bruscos (elimina los peaks de medición). Esto pasa por un

control PI, y finalmente por un bloque que limita la salida.

Figura 3.16: Modelo DigSilent control PQ.

Tabla 3.6: Significado y valor de constantes control PQ.

Variable Significado valor P Potencia activa - Q Potencia reactiva - Pref Referencia de potencia activa 0.965 Qref Referencia de potencia reactiva 0 Ttr Constante de integración de medición de corriente 0.001 Kp Constante proporcional de la potencia activa 1 Tp Constante integral de la potencia activa 0.1 Kq Constante proporcional de la potencia reactiva 1 Tq Constante integral de la potencia reactiva 0.1 Max Límite máximo de magnitud de corriente de referencia 1.3 Max_Ifd Límite máximo referencia de corriente eje d 1 Min_Ifd Límite mínimo referencia de corriente eje d -1 Max_Ifq Límite máximo referencia de corriente eje q 1 Min_Ifq Límite mínimo referencia de corriente eje q -1

41

Ifq_ref Referencia de corriente eje q 0.8 Ifd_ref Referencia de corriente eje d 0.44

3.3.7. Control de corriente del rotor

Funciona de la misma forma que el control PQ. Se comparan las señales medidas de Iq e Id con

las referencias, las señales medidas pasan por un integrador, luego el error de ambas pasan por un

control PI, y finalmente por un bloque que limita la salida.

Figura 3.17: Modelo DigSilent control de corriente rotor.

Tabla 3.7: Significado y valor de variables modelo control de corriente del rotor.

Parámetro Descripción valor ifq Corriente eje q - ifd Corriente eje d - ifq_ref Referencia de corriente eje q 0.8 ifd_ref Referencia de corriente eje d 0.44 Tr Constante de integración de medición de corriente 0.0001 Kd Constante proporcional eje d 0.2 Td Constante integral eje d 0.01 Kq Constante proporcional eje q 0.2 Tq Constante integral eje q 0.01 Max Límite máximo de variable Pmd y Pmq 1 Max_pmd Límite máximo control PI eje d 1

42

Min_pmd Límite mínimo control PI eje d -1 Max_pmq Límite máximo control PI eje q 1 Min_pmq Límite mínimo control PI eje q -1 Pmd Referencia eje d hacia el PWM 0.03 Pmq Referencia eje q hacia el PWM -0.19

3.3.8. Conversor del lado de la red

El conversor del lado de la red es el que mantiene el voltaje DC en un valor predefinido,

independiente de la magnitud y dirección de la potencia del rotor, y además garantiza que la

operación del conversor sea con un factor de potencia de 1, es decir, que no genere ni consuma

potencia reactiva. Esto significa que el convertidor del lado de la red intercambia solo potencia

activa con la red, por lo tanto, la transmisión de potencia reactiva desde la máquina doblemente

alimentada hacia la red se realiza a través del estator. En la Figura 3.18 se observa el esquema

general del conversor.

Figura 3.18: Modelo DigSilent conversor del lado de la red.

43

3.3.9. Control de corriente del lado de la red

Al igual que el control de corriente del lado del rotor, se comparan las referencias de las

componentes d y q de la corriente con la medida, luego se pasa por un control PI.

Figura 3.19: Modelo DigSilent control de corriente conversor del lado de la red.

Tabla 3.8: Significado y valor variables control corriente CLR.

Variable Significado valor id iq id_ref Variable de salida del modelo control DC iq_ref Referencia constante de corriente eje q Tr Constante de integración de medición de corriente 0.0001 Kd Constante proporcional eje d 1 Td Constante integral eje d 0.015 Kq Constante proporcional eje q 3 Tq Constante integral eje q 0.015 Max Límite máximo de variable Pmd y Pmq 1 Max_pmd Límite máximo control PI eje d 1 Min_pmd Límite mínimo control PI eje d -1 Max_pmq Límite máximo control PI eje q 1 Min_pmq Límite mínimo control PI eje q -1 Pmd 0.864 Pmq 0.046

44

3.3.10. Control de voltaje DC

El control de voltaje DC tiene el objeto de mantener constante la tensión en el link DC entre los

conversores del lado del rotor y el lado de la red. Este se trata principalmente de un control PI.

Figura 3.20: Modelo DigSilent control de tesión DC.

Tabla 3.9: Significado y valor variables control de tension DC.

Parámetro Descripción Valor udc_ref Referencia de tensión dc 1.322 udc Tensión dc medida dudc Error entre medida y referencia tensión dc Kudc Constante proporcional 5 Tudc Constante integral 0.1 Max_idref Límite superior corriente referencia 1 Min_idref Límite inferior corriente referencia -1 idref Referencia corriente

3.3.11. PLL

El oscilador enclavado por fase o phase-locked loop (PLL) es un circuito de realimentación

negativa que acepta una frecuencia en su entrada y que proporciona en la salida una tensión o

frecuencia. Consiste básicamente en un sistema de lazo cerrado capaz de enclavar (o sincronizar)

la fase de un oscilador controlado por voltaje (VCO), con la fase de una señal de entrada. En el

modelo, mide la fase del voltaje AC generado por el conversor del lado de la red, para luego

sincronizarlo con el voltaje AC de la red. En la Figura 3.21 se observa el esquema en DigSilent:

45

Figura 3.21: Modelo DIgSilent PLL.

En el PLL entra una señal vr y vi que corresponde a la tensión real e imaginaria:

( ) ( )ϕϕ AsenjA ⋅+cos

Luego, la diferencia dphi que entra al filtro pasa bajos es:

( ) ( ) ( ) ( )εϕϕεϕϕ +⋅++⋅ coscosAsenAsen

( ) ( ) ( ) ( ) ( )[ ] ( ) ( ) ( ) ( ) ( )[ ]εϕεϕϕεϕεϕϕ sensenAsensenAsen ⋅−⋅⋅+⋅+⋅⋅ coscoscoscoscos

( ) ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) ( )[ ]εϕϕεϕεϕεϕϕ sensensensensenA ⋅⋅−⋅+⋅+⋅⋅ coscoscoscoscos 22

( ) ( ) ( )[ ]ϕϕε 22 coscos +⋅ sen

( )εcos

Esta diferencia de fase entra a un filtro PI, donde a la salida entrega una diferencia de tensión

correspondiente a la diferencia de fase que existe entre la entrada y la salida. Esta diferencia de

tensión es la señal de entrada del oscilador controlado por voltaje (VCO), el cual a la salida tiene

el seno y coseno de la fase corregida.

46

3.4. Turbina eólica sincrónica (PMG)

La máquina sincrónica tiene dos elementos esenciales: el campo y la armadura. Por lo general, el

campo se encuentra en el rotor, y la armadura en el estator. El enrollado de campo es excitado por

una corriente continua. Cuando el rotor es movido por una fuerza motriz externa (turbina), el

campo magnético rotatorio del enrollado de campo induce un voltaje alterno trifásico lo que

resulta en corrientes alternas circulando por el enrollado de la armadura del estator. La frecuencia

del voltaje inducido y de las corrientes en el enrollado del estator cuando se conecta una carga,

depende de la velocidad del rotor.

3.4.1. Modelo de la máquina

En los modelos de la maquina sincrónica para análisis de sistemas de potencia por lo general se

asume que el flujo magnético en el rotor es sinusoidal. Asumiendo esto, se puede describir el

flujo por completo con un vector.

El modelo de la máquina sincrónica, también llamado modelo de Park, puede ser descrito en un

sistema de referencia de ejes directo (d) y de cuadratura (q) orientado al rotor.

Figura 3.22: Modelo equivalente en el eje d de la máquina sincrónica.

Figura 3.23: Modelo equivalente en el eje q de la máquina sincrónica.

47

En las Figura 3.22 y Figura 3.23 se observan los circuitos equivalentes en los ejes d y q del

modelo de 7º orden del generador sincrónico. El modelo considera el devanado del estator, la

excitación del estator en el eje d y el devanado de amortiguamiento en los ejes d y q.

Las ecuaciones de voltaje del estator pueden ser expresadas como sigue:

qddad wiRv ψψ ⋅−+⋅=•

(3.37)

dqqaq wiRv ψψ ⋅−+⋅=•

(3.38)

Las ecuaciones de voltaje del rotor son:

EEEE iRv•

+⋅= ψ (3.39)

DDD iR•

+⋅= ψ0 (3.40)

QQQ iR•

+⋅= ψ0 (3.41)

El modelo de la máquina sincrónica se completa con la ecuación mecánica:

etg MMwJ +=⋅•

(3.42)

gg w=•

ϑ (3.43)

A continuación se muestra la relación entre las variables mecánicas mw y mδ , y los

correspondientes valores eléctricos utilizados en las ecuaciones anteriores.

gwpw ⋅= (3.44)

gp ϑϑ ⋅= (3.45)

Donde p es el número de pares de polos.

El torque eléctrico es calculado por:

( )dqqde iipM ⋅−⋅⋅⋅= ψψ2

3 (3.46)

48

Para completar el modelo de la máquina sincrónica, las ecuaciones de flujo son las siguientes:

Link del flujo del estator:

( ) DhdEhddhdd iLiLiLL ⋅+⋅+⋅+= σψ (3.47)

( ) Qhqqhqq iLiLL ⋅+⋅+= σψ (3.48)

Link del flujo del rotor:

( ) ( ) DLhdEELhddhdE iLLiLLLiL ⋅++⋅+++⋅= σσσψ (3.49)

( ) ( ) DDLhdELhddhdD iLLLiLLiL ⋅+++⋅++⋅= σσσψ (3.50)

( ) QQhdqhdQ iLLiL ⋅++⋅= σψ (3.51)

Los generadores de imanes permanentes pueden ser modelados con el mismo conjunto de

ecuaciones, manteniendo la corriente de excitación iE constante.

El modelo de 7º orden de la máquina es útil para describir los efectos transitorios en el rotor y el

estator adecuadamente. Sin embargo, en estudios de estabilidad, los fenómenos transitorios de la

red usualmente no se consideran. Aplicando el principio de despreciar el transitorio del estator,

las ecuaciones de éste se reducen a:

qdad wiRv ψ⋅−⋅= (3.52)

dqaq wiRv ψ⋅−⋅= (3.53)

La ecuación (3.54), permite representar el torque eléctrico solo con voltajes y corrientes:

( )( ) ( )veg

qdaddqqe PPw

iiRivivw

pM −⋅=+⋅−⋅+⋅⋅⋅= 1

2

3 22 (3.54)

49

3.5. Modelos agregados

Un parque eólico de grandes dimensiones, cuenta con cientos de turbinas conectadas entre sí.

Para realizar estudios de estos parques, contar con un modelo detallado implica utilizar una gran

cantidad de tiempo para las simulaciones. Por lo tanto, para estos tipos de estudios, se debería

contar con un modelo equivalente que represente completamente el parque, desde el punto de

vista de la conexión al sistema, con la mayor precisión posible. Para ello se debe tomar en cuenta

que se tienen parques de generadores de velocidad fija y variable, y se deben tener distintas

consideraciones para cada uno de ellos.

Es factible considerar todas las turbinas iguales, si es que es posible asumir que sobre ellas, el

viento que pasa tiene una velocidad similar. Si es así, es razonable considerar un modelo

agregado de una sola máquina equivalente. Ahora bien, si cada turbina recibe el viento a distinta

velocidad, entonces la potencia que entregarán a la red será distinta también, por lo que se deberá

tomar en cuenta cuando se aplique un modelo agregado.

La agregación sin embargo no es trivial, es decir, considerando que un parque eólico cuenta con

cientos de turbinas, las cuales además están distribuidas en una gran área, con distintas

impedancias de la línea de alimentación, diferentes velocidades de viento para cada una, y

diferentes caídas de tensión en cada una [14].

3.5.1. Modelo agregado para máquinas de velocidad fija

En un parque de generadores de inducción de velocidad fija, la diferencia entre la velocidad de

cada uno es mínima, por lo tanto es posible aproximar por un solo generador de inducción

equivalente [6]. El torque mecánico de todas las turbinas es sumado y se obtiene una inercia

equivalente:

∑∑∑ −=

•

iishaft

iturtur

itur iii

wJ ττ (4.1)

Es por esto también que se puede utilizar un sólo modelo aerodinámico equivalente,

considerando la velocidad del viento como el promedio de las velocidades:

( )βλπρ ,2

1 32eqPeqwind CvRnP ⋅⋅⋅⋅⋅⋅= (4.2)

50

con

eq

tureq v

Rw ⋅=λ (4.3)

∑=i

ieq vn

v1

(4.4)

Donde n es el número de la cantidad de generadores en el parque.

Al tomar el promedio de velocidad del viento y asumiendo que ésta es para cada una de las

turbinas, se requiere un solo controlador de ángulo para todas ellas, por ende, para el modelo

equivalente.

Es importante no olvidar, que la contribución de la corriente de falla del modelo agregado debe

representar en forma precisa la del parque detallado. Para ello, la impedancia de cortocircuito del

modelo agregado debe ser igual a la del parque.

3.5.2. Modelo agregado para máquinas de velocidad variable

La completa agregación de generadores de velocidad variable, solo puede justificarse si la

velocidad del viento y las velocidades mecánicas de cada uno de ellos se considera igual, o con

variaciones despreciables. Esto puede suponerse si es que los estudios a realizar no requieren

resultados tan detallados, pero también es posible considerarlo, si las simulaciones son de corta

duración, como por ejemplo en estudios de estabilidad transitoria, lo cual es el caso de este

trabajo.

En estos tipos de estudios, el comportamiento mecánico por lo general no tiene un gran impacto

en la tensión y potencia que se observa en el punto de conexión a la red. Sin embargo, si los

estudios son de una mayor duración en sus simulaciones, un modelo completamente agregado no

representará de forma exacta el comportamiento del parque, debido principalmente a la no

linealidad de ( )βλ,PC y del comportamiento de los MPPT (Maximum Power Point Tracker) [6].

A pesar de esto, se puede de todas formas obtener un buen resultado en precisión del modelo y

tiempo de simulación, si se realiza un modelo agregado solamente del sistema eléctrico

51

(convertidores de potencia y sus controles, y el modelo eléctrico del generador), y se mantiene el

sistema mecánico individual para cada turbina (inercia del generador, aerodinámica y los

controladores de ángulo de las aspas).

3.5.3. Modelos en DigSilent

En el software de modelación, cada generador cuenta con un conjunto de esquemas de control

que definen su comportamiento. En este software existe la opción de tener n máquinas en

paralelo, y de esta forma se multiplica por éste número variables como la potencia activa

entregada al sistema, la potencia reactiva consumida o absorbida, la corriente, es decir, todas

aquellas componentes que se observan a través de la incidencia en el sistema.

Es así como el sistema de control del generador no se multiplica, y un mismo conjunto de

esquemas de control es el que define el comportamiento de las n máquinas en paralelo.

52

Para obtener simulaciones confiables, es imprescindible validar los modelos que se generan.

Existen múltiples formas de hacerlo, analíticamente, por comparación con mediciones reales, se

puede complementar la validación con una sensibilidad de las variables de los controles, y por

último, validar el modelo bloque por bloque. Como no se cuenta con mediciones reales, se opta

por comparar los resultados de simulaciones con modelos ya validados en la literatura.

La validación se realiza para una máquina de cada tecnología, al validar una máquina se valida

inmediatamente un parque completo (compuesto por n máquinas). Sin embargo, para validar los

modelos agregados, se comparan con los resultados de estos parques completos.

Figura 4.1: Esquema de validación de los modelos de parques eólicos.

4.1. Validación de una turbina eólica conectada al sistema

4.1.1. Máquina de inducción de velocidad fija

En el documento [27], se valida el modelo de una máquina de inducción de velocidad fija,

modelada con DigSilent y con otro software llamado EMTDC, y los resultados obtenidos se

comparan entre sí. Las simulaciones realizadas son transitorias (EMT), por lo que si bien no se

utilizan este tipo de simulaciones en este trabajo, se generan para comparar los resultados con el

documento antes mencionado.

.

El esquema de parque utilizado se observa en la Figura 4.2. La simulación consiste en un

cortocircuito trifásico en la barra SC, con una duración de 100[ms].

Capítulo 4 Validación de los modelos y casos de estudio

53

Figura 4.2: Esquema de parque eólico a validar [27].

Los parámetros de los elementos son los siguientes:

Red Equivalente 50[kV] Uth 50kV Rth 2.1156 Ω Xth 8.2998 Ω

Transformador 50/10.5[kV] Sn 16 MVA Up 50 kV Us 10.5 kV Rp 0.4052 Ω Xp 7.655 Ω Xm 19530 Ω Rs’ 0.4052 Ω Xs’ 7.655 Ω

Cable 10[kV] C1 1.58 uF R 0.7568 Ω X 0.4473 Ω C2 1.58 uF

Transformador 10/0.96[kV] Sn 2 MVA Up 10 kV Us 0.96 kV Rp 0.2756 Ω Xp 1.654 Ω Xm 6890 Ω Rs’ 0.2756 Ω Xs’ 1.654 Ω

Generador Sn 2.3 MVA Un 0.96 kV N0 1500 rpm Rs 0.004 Ω Xs 0.05 Ω Xm 1.6 Ω Rr’ 0.004 Ω Xr’ 0.05 Ω

Sistema mecánico Iturb 4.176*106 kg m2 Igen 93.22 kg m2

k 8.949*107 Nm/rad Ngear 80

54

Resultados de simulación

Los resultados de la simulación en el documento se presentan en las figuras siguientes.

Figura 4.3: Tensión del generador modelo validado [27].

Figura 4.4: Tensión del generador modelo velocidad fija.

En la Figura 4.3 y Figura 4.4 se observa las tensiones en las 3 fases del generador, antes y

después de la falla. En el modelo ya validado [27] se grafican las tensiones fase-fase, y en el

modelo a validar se encuentran graficadas las tensiones fase-neutro.

fnvf

ffvf

VV

VV

25.13725.0

725.0

mod_

mod_

=⋅=

= (4.1)

En la ecuación (4.1) se muestra que la tensión del modelo de velocidad fija tiene una amplitud de

0.725 Vff, la cual corresponde a 1.25Vfn, lo que coincide con la amplitud de la tensión del

generador del modelo en [27].

55

Figura 4.5: Corriente del generador de modelo validado [27].

Figura 4.6: Corriente del generador modelo velocidad fija.

En la Figura 4.5 y Figura 4.6 se observa la corriente del generador en las tres fases. En el modelo

de velocidad fija se tiene una amplitud similar a la del modelo validado en la fase B, sin embargo,

la fase C, la cual en el primer ciclo llega a la misma amplitud según el modelo validado, en el

modelo de velocidad fija llega solo a la mitad. Esta diferencia se debe a que no se tienen todos los

parámetros de los elementos.

56

Figura 4.7: Torque eléctrico del modelo validado [27].

Figura 4.8: Torque eléctrico modelo velocidad fija.

En la Figura 4.7 y Figura 4.8 se presenta el torque eléctrico del generador en los primeros 0.15[s]

de simulación. La diferencia se encuentra en las unidades de medida de ambos gráficos. El

modelo de velocidad fija se encuentra graficado en p.u. lo que equivale a:

[ ]kNmnw

P

basebase

basebase 73.12

60

150022000

60

22000 =

⋅⋅=

⋅⋅== ππτ (4.2)

Con esto se observa que el valor del torque antes de la falla es igual para ambos modelos.

Durante el evento, el modelo de velocidad fija alcanza una amplitud máxima de 2.58[pu]., que es

equivalente a 32.84 [kNm], lo cual si bien es ligeramente superior a la amplitud máxima del

modelo validado, la variación es mínima. Luego, la forma de la curva de ambos gráficos resulta

similar en forma y amplitud.

57

Figura 4.9: Velocidad eje del generador modelo validado (eje de alta velocidad) [27].

Figura 4.10: Velocidad generador modelo de velocidad fija (eje de alta velocidad).

En la Figura 4.9 y Figura 4.10 se observa la velocidad del generador, es decir, de acuerdo con la

Figura 3.3, sería la velocidad del eje de alta velocidad. En el modelo de velocidad fija el gráfico

se encuentra representado en p.u., pero considerando que la velocidad nominal del eje de alta

velocidad es 1500 [rpm], entonces se tiene que la máxima amplitud que alcanza la velocidad del

generador según el modelo de velocidad fija es de:

[ ] [ ]rpmpungen 1605150007.107.1 =⋅== (4.3)

Este valor corresponde exactamente al que se obtiene del modelo validado en [27] para su

máxima amplitud. Para la velocidad antes de la falla, se tiene que el modelo de velocidad fija

tiene un valor de 1.01 [pu], lo que equivale a 1515 [rpm], lo cual nuevamente concuerda con el

modelo validado en [27]. Luego, la evolución de ambas curvas en el tiempo indica que éstas se

asemejan con una alta coincidencia.

58

Figura 4.11: velocidad de la turbina modelo validado (eje de baja velocidad) [27].

Figura 4.12: Velocidad de la turbina modelo de velocidad fija (eje de baja velocidad).

En la Figura 4.11 y Figura 4.12 se presenta la velocidad de la turbina, es decir, nuevamente

considerando la Figura 3.3, sería la velocidad del eje de baja velocidad. En el modelo de

velocidad fija el gráfico se encuentra representado en velocidad angular. Esto corresponde a:

[ ] [ ]rpmw

rpmn turbturb 96.18

2

986.160

2

60=

⋅⋅=

⋅⋅

=ππ

(4.4)

El valor de la velocidad de la turbina antes de la falla corresponde casi exactamente al valor que

se observa en la curva del modelo validado, el cual es cercano a 1[pu]. La velocidad angular

durante la falla del modelo de velocidad fija, alcanza una amplitud máxima de 2.03, lo que

equivale a 19.39[rpm], lo que concuerda con el modelo validado en [27]. Luego, se puede

observar una semejanza entre ambas curvas en el transcurso de la simulación.

59

4.1.2. Máquina de inducción doblemente alimentada

El documento [4] se escoge para validar el modelo de inducción doblemente alimentado. En éste

se realiza tal validación estudiando casos de perturbaciones débiles y fuertes al parque. El

esquema del sistema a validar es el siguiente:

Figura 4.13: Esquema del sistema para validación de DFIG [4].

En el documento no se especifican los parámetros que se utilizaron para los distintos elementos

del sistema, por lo tanto se consideran los parámetros típicos ya utilizados. El generador

sincrónico que aparece en la Figura 4.13 es de 8MVA.

Resultados de la simulación

A continuación se presentan los resultados de la simulación frente a la contingencia a estudiar,

esta es un cortocircuito trifásico en el punto de conexión a la red con una duración de 200 [ms].

60

Figura 4.14: Potencia activa del generador, modelo validado [4].

Figura 4.15: Potencia activa del generador, modelo DFIG.

El gráfico de potencia activa del modelo validado en [4] se encuentra con los ejes de referencia al

revés, ya que como se observa en la Figura 4.14, antes de la falla el generador tiene una potencia

activa de -5[MW], mientras que el modelo a validar se encuentra aportando 4.5[MW] positivos.

De todas formas, se ve que en ambos gráficos al momento de la falla se va a cero la potencia

activa, hasta su despeje. En ambos modelos, después del despeje de la falla, antes de recuperarse

definitivamente, existe una nueva caída de la potencia activa. La segunda diferencia se da al

momento de desconectar el crowbar ya que en el modelo validado en [4] se realiza la

desconexión a los 0.8[s] y en el modelo a validar se realiza a los 0.5[s]. En ambos modelos se

observa que se empieza a recuperar la potencia activa, se ve claro en ambos el momento de

desconexión del crowbar dado por un peak en el gráfico, para finalmente converger en el valor

antes de la falla.

61

Figura 4.16: Potencia reactiva del generador, modelo validado [4].

Figura 4.17: Potencia reactiva del generador, modelo DFIG.

El gráfico de la potencia reactiva del modelo validado también tiene los ejes al revés, aunque no

se puede apreciar antes de la falla, ya que la máquina de inducción doblemente alimentada

controla que ésta sea cero. Sin embargo, al despeje de la falla se aprecia la diferencia en los ejes.

En ese momento la máquina consume una gran cantidad de reactivos, lo cual disminuye hasta el

momento en que se desconecta el crowbar, evento que ocurre a los 0.8 [s] en el modelo validado

en [4], y a los 0.5 [s] en el modelo DFIG a validar. En ese momento se observa un nuevo peak en

ambos gráficos, para luego converger rápidamente a su valor original antes de la falla.

62

Figura 4.18: Velocidad del generador, modelo validado [4].

Figura 4.19: Velocidad del generador, modelo DFIG.

La velocidad de la máquina se comporta de la misma forma en ambos modelos, ésta empieza a

oscilar al momento de la falla. En la desconexión del crowbar (a los 0.8[s] en el modelo validado

en [4], y a los 0.5[s] en el modelo DFIG) se observa una perturbación en la onda, que sigue

oscilando hasta converger más adelante.

63

4.1.3. Máquina sincrónica

Desde el documento [3], se extrae el método de validación ahí utilizado, el cual consiste en

modelar el sistema representado en la Figura 4.20, y realizar un cortocircuito trifásico en el punto

de conexión a la red, este se realiza al segundo cero de simulación y tiene una duración de

200[ms].

Figura 4.20: Esquema del sistema para validación de máquina sincrónica [3].

Como no se tiene información de los parámetros utilizados en el paper, se simula con los ya

utilizados anteriormente.

Resultados de simulación

A continuación se presentan los gráficos, resultados de la validación del modelo.

64

Figura 4.21: Tensión en el punto de interconexión modelo validado [3].

Figura 4.22: Tensión en el punto de interconexión, modelo sincrónico.

Para la validación del modelo, se realiza un cortocircuito en el punto de conexión, tal que éste

haga caer la tensión en ese punto hasta 0.2 [pu]. Esto es lo que se observa en la Figura 4.21 y

Figura 4.22. En ambos casos la tensión cae hasta 0.2 [pu] para luego recuperarse inmediatamente

después de despejada la falla.

65

Figura 4.23: Potencia activa en el PWM del lado de la red, modelo validado [3].

Figura 4.24: Potencia activa en el PWM del lado de la red, modelo sincrónico.

La potencia activa en el PWM del lado de la red claramente no tiene la misma forma. Esto puede

deberse a que no se está midiendo exactamente la misma variable, junto con el hecho de que los

parámetros del sistema no son los mismos.

66

Figura 4.25: Potencia reactiva en el PWM del lado de la red, modelo validado [3].

Figura 4.26: Potencia reactiva en el PWM del lado de la red, modelo sincrónico.

Para la potencia reactiva en el PWM del lado de la red, se observa que en ambos modelos se

presenta un peak al momento de la falla, y luego un peak negativo en el despeje de la misma.

67

4.2. Validación de un parque completo

En el modelo del parque completo, es importante estudiar qué ocurre con los distintos

generadores dentro del parque ante una falla, teniendo en cuenta que un generador que se

encuentra lejos de la barra de conexión a la red, verá dicha falla menos severa que uno que se

encuentre inmediatamente conectado. Es necesario tener esto en cuenta, ya que como los modelos

agregados son los que se utilizan en el estudio de la penetración de energía eólica en el SIC, se

debe asumir que este es el peor caso, ya que todas las máquinas del parque, al estar agregadas, se

encuentran conectadas inmediatamente a la barra de conexión a la red, por lo que todas ellas ven

por igual una falla más severa de lo que vería la última máquina. Para esta validación no se

cuenta con mediciones extraídas de la literatura.

La falla a realizar es un cortocircuito trifásico en el punto de conexión a la red infinita, con una

duración de 100[ms].

4.2.1. Parque con máquinas de velocidad fija

Para el parque de velocidad fija, se escoge hacer un modelo de 12 máquinas, para poder manejar

una reducida cantidad de barras, y que los tiempos de cálculos sean razonables.

La configuración del parque es de 4 generadores por fila, cada fila interconectada con la

siguiente, y cada una de ellas conectada a la barra del parque. Esta barra se conecta a través de un

transformador elevador a la red. En la Figura 4.27 se observa el modelo completo:

68

Figura 4.27: Parque completo máquina de inducción de velocidad fija.


Para observar el efecto de la distancia entre los generadores y el lugar de la falla, se grafica la

tensión de cada uno de ellos.

69

Figura 4.28: Tensiones de los 12 generadores.

Figura 4.29: Tensiones de 8 primeros generadores.

70

Figura 4.30: Tensiones de los 4 primeros generadores.

Los tres gráficos anteriores muestran que a medida que un generador se encuentra más lejano al

lugar de la falla, éste la ve con menor intensidad, lo que se refleja en la caída de tensión de los

generadores, ya que los más cercanos tienen una mayor caída que los que se encuentran más

lejos. Se observa además que no hay diferencia entre las tres columnas de generadores, por lo que

las tres columnas de cuatro generadores cada una ven de la misma forma la falla producida en el

punto de conexión del parque.

Esto confirma que al momento de insertar los modelos agregados al sistema, se está considerando

la peor situación al tener un equivalente de todas las máquinas conectadas directamente al punto

de conexión a la red.

71

4.2.2. Parque con máquinas de inducción doblemente alimentadas

Para el parque con máquinas DFIG, se escoge hacer un modelo de 8 máquinas, por la limitación

de barras que tiene la licencia con la cual se trabaja en DigSilent, y al ser un modelo más

complejo, por el tiempo de simulación.

Nuevamente la configuración del parque es de 4 generadores por fila, las dos filas

interconectadas entre sí, y cada una de ellas conectada a la barra del parque. Esta barra se conecta

a través de un transformador elevador a la red. El modelo del parque completo es el que se

muestra en la Figura 4.31:

72

Figura 4.31: Parque completo máquina de inducción doblemente alimentada.

73




Figura 4.32: Tensiones de los 8 generadores DFIG.

74

Figura 4.33: Tensiones de los 4 primeros generadores DFIG.

La Figura 4.32 y Figura 4.33 muestran nuevamente para este caso que los generadores que se

encuentran más alejados de la falla presentan un mejor comportamiento, ya que la tensión en

ellos no alcanza a caer de la misma forma que los generadores más cercanos. Se observa también

que no hay diferencia entre las dos columnas de generadores, por lo que las dos columnas de

cuatro generadores cada una ven de la misma forma la falla producida en el punto de conexión

del parque.

Esto confirma para el modelo de este tipo de máquinas que al momento de insertar los modelos

agregados al sistema, se está considerando la peor situación al tener un equivalente de todas las

máquinas conectadas directamente al punto de conexión a la red.

75

4.2.3. Parque con máquina sincrónica

Para el parque con máquinas sincrónicas, nuevamente se realiza un modelo de 8 máquinas, por la

limitación de barras que tiene la licencia con la cual se trabaja en DigSilent y para disminuir los

tiempos de simulación.

Es por esto que la configuración del parque es de 4 generadores por fila, las dos filas

interconectadas entre sí, y cada una de ellas conectada a la barra del parque. Esta barra se conecta

a través de un transformador elevador a la red. El modelo del parque completo es el que se

muestra a continuación en la Figura 4.34:

Figura 4.34: Parque completo con máquina sincrónica.

76




Figura 4.35: Tensiones de los 8 generadores sincrónicos.

Figura 4.36: Tensiones de los 4 primeros generadores sincrónicos.

77

La Figura 4.35 y Figura 4.36 muestran que los generadores que se encuentran más alejados de la

falla presentan un peak mayor que los primeros, pero converge más rápidamente. Se observa

también que no hay diferencia entre las dos columnas de generadores, por lo que las dos

columnas de cuatro generadores cada una ven de la misma forma la falla producida en el punto de

conexión del parque.

Figura 4.37: Zoom de las tensiones de los 8 generadores sincrónicos.

Figura 4.38: Zoom de las tensiones de los 4 primeros generadores.

78

Se observa en la Figura 4.37 y Figura 4.38 un acercamiento para ver el detalle de la perturbación

de la tensión al momento de la falla. En ellas se aprecia mejor el peak del generador más lejano,

se observa además que existe una mínima diferencia entre el segundo y tercer generador.

79

4.3. Modelos agregados

Para validar el modelo agregado de los parques de máquinas de velocidad fija y variable

propuesto, se realiza un análisis dinámico durante fallas eléctricas.

Las fallas que se simulan son: cortocircuito trifásico en el punto de conexión a la red infinita y

cortocircuito trifásico en una de las líneas de conexión a la red. En ambos casos, la falla se

despeja después de 100[ms].

Con esto, se observa la respuesta de los dos modelos, agregado y completo, y se establecen

diferencias y similitudes con el fin de obtener una validación de los parques agregados.

4.3.1. Modelo agregado con máquina de velocidad fija

Para esto, se representa como modelo agregado un parque eólico de 12 turbinas generadoras, el

cual mediante un transformador elevador se conecta a la red infinita. El modelo agregado cuenta

con una sola máquina, como se discutió antes.

80

Figura 4.39: Modelo agregado máquina de inducción velocidad fija.


En las simulaciones, se compara un parque completo con uno agregado. Como el parque

agregado consiste básicamente en poner en paralelo el número de máquinas deseadas, existen

variables que se incrementan, y otras que se consideran como de una sola máquina.

81

Figura 4.40: Potencia activa de un generador parque completo y de máquina equivalente modelo agregado.

Figura 4.41: Potencia activa de un generador parque completo.

En la Figura 4.40 se presenta el gráfico de la potencia activa de un generador del parque

completo, versus la potencia activa de la máquina equivalente del modelo completo. Antes de la

falla, cada máquina de ambos modelos se encuentran aportando al sistema su potencia nominal,

por lo que cada una de las máquinas del parque completo tiene una potencia activa de 2[MW],

mientras que la potencia activa de la máquina equivalente es de 24 [MW]. En la Figura 4.41 se

observa con mayor detalle la potencia activa de la máquina del parque completo, y de esta forma

se puede apreciar mejor las similitudes y diferencias de ambas curvas. La mayor diferencia se

encuentra en que la máquina equivalente no alcanza a recuperarse inmediatamente después de la

falla, esto es debido a que la totalidad de las máquinas se encuentran cerca de la falla, por lo

tanto, por la inercia de las máquinas, es mucho más difícil recuperarlas a todas a la vez. Luego

del despeje de la falla, ambas curvas presentan un comportamiento similar, teniendo ambas un

peak de un 50% sobre su valor nominal.

82

Figura 4.42: Potencia reactiva de un generador parque completo y de máquina equivalente modelo agregado.

Figura 4.43: Potencia reactiva de un generador parque completo.

Para la potencia reactiva ocurre algo similar, antes de la falla la primera máquina del parque

completo (la más cercana al punto de conexión) se encuentra consumiendo 1.138[MVar],

mientras que la máquina equivalente consume 13.256 [MVar]. Al momento de la falla la misma

máquina del modelo completo llega a aportar hasta 2[MVar], pero tan solo por unos

milisegundos. La máquina equivalente a su vez, alcanza a aportar 7.67[MVar] a la red, durante el

mismo corto tiempo. Después del despeje de la falla, las curvas de ambas máquinas se comportan

de forma similar.

Las máquinas del parque completo aportan o consumen distinta cantidad de reactivos,

dependiendo de la distancia a la que se encuentren de la falla.

83

Figura 4.44: Velocidad de un generador parque completo y generador equivalente modelo agregado.

Figura 4.45: Deslizamiento de un generador parque completo y generador equivalente modelo agregado.

Figura 4.46: Torque eléctrico de un generador parque completo y generador equivalente modelo agregado.

84

Figura 4.47: Torque mecánico de un generador parque completo y generador equivalente modelo agregado.

La velocidad del generador, el deslizamiento, el torque eléctrico y el torque mecánico son

variables que no se multiplican al agregar máquinas en paralelo, por lo tanto siguen una forma

similar a las curvas de la máquina del parque completo.

85

4.3.2. Modelo agregado DFIG

Se observa a continuación en la Figura 4.48, el modelo agregado del parque de máquinas de

inducción doblemente alimentado:

Figura 4.48: Modelo agregado máquina de inducción doblemente alimentada.


En las simulaciones, se compara un parque completo con uno agregado. Como el parque

agregado consiste básicamente en poner en paralelo el número de máquinas deseadas, existen

variables que se incrementan, y otras que se consideran como de una sola máquina.

86

Figura 4.49: Potencia activa del control del generador, para una máquina modelo completo y maquina

equivalente modelo agregado.

Figura 4.50: Potencia reactiva del control del generador, para una máquina modelo completo y maquina

equivalente modelo agregado.

La potencia activa y reactiva del control de una de las máquinas del parque completo y de la

máquina equivalente del modelo agregado son exactamente iguales, ya que en el modelo

agregado éste control es para una sola máquina, y la multiplicidad se da en otro nivel.

87

Figura 4.51: Velocidad del generador, para una máquina modelo completo y maquina equivalente modelo

agregado.

Figura 4.52: Deslizamiento, para una máquina modelo completo y maquina equivalente modelo agregado.

La velocidad y deslizamiento de la máquina también tienen una alta coincidencia entre la

máquina del modelo agregado con la equivalente del modelo completo. Esto es debido al mayor

control que posee este modelo, por lo que las perturbaciones en la velocidad y el deslizamiento

afectan de igual forma.

88

Figura 4.53: Potencia reactiva, para una máquina modelo completo y maquina equivalente modelo agregado.

Figura 4.54: Potencia activa, para una máquina modelo completo y maquina equivalente modelo agregado.

Se observa que la potencia activa y reactiva final de la máquina equivalente no es exactamente 8

veces que la entregada por una sola máquina del modelo completo, esto se debe a que en el

parque completo, no todas las máquinas se comportan de igual forma, mientras que en el modelo

agregado todas tienen el mismo valor. La distancia de los generadores del parque completo a la

falla afecta en la potencia activa y reactiva que entregan a la red, por lo que se espera que si bien

no sean valores exactamente iguales con el modelo agregado, éstos sean del orden.

89

4.3.3. Modelo agregado máquina sincrónica

Se observa a continuación el modelo agregado del parque de máquinas de inducción doblemente

alimentado:

Figura 4.55: Modelo agregado máquina sincrónica.

90

Los modelos agregados de los parques eólicos tienen la finalidad de ser incorporados al sistema

interconectado central, por ello, deben tener un comportamiento fidedigno frente a contingencias

que se produzcan en el sistema. Para comprobarlo, se realizan una serie de simulaciones con el

fin de observar su comportamiento.

Para la conexión al sistema, se considera la corriente de cortocircuito de la subestación Los Vilos,

para tener una referencia real del sistema. Esta es: I max: 7.1kA; I min: 5 kA.

5.1. Máquina de inducción doblemente alimentada

En la Figura 5.1 se presenta el esquema del modelo agregado conectado a la red infinita. El

modelo cuenta con barras de tensión de 3.3kV a la salida del generador, luego con una barra de

media tensión de 30kV y se conecta a la red infinita en una barra de alta tensión de 220kV.

La estabilidad del sistema es asegurada por una red infinita, para la que se consideró una

corriente de cortocircuito igual a la de la barra Los Vilos 220kV. Estos valores son:

kAI cc 1.7max_ = e kAI cc 5min_ = . Con estos valores, la potencia de cortocircuito se calcula como

sigue:

ccnomcc IVS ⋅⋅= 3

MVAkAkVScc 27051.72203max_ =⋅⋅=

MVAkAkVScc 190552203min_ =⋅⋅=

El parque agregado está compuesto por una máquina equivalente a 8 generadores de inducción

doblemente alimentados, cada uno de 5MW. Esta máquina equivalente se encuentra conectada

por un sistema de transmisión de una línea de doble circuito de 220kV, hacia una red infinita, la

cual representa el sistema interconectado central.

Capítulo 5 Aplicación de los modelos al SIC

91

5.1.1. Corto circuito en la línea:

Se simula un cortocircuito trifásico en la mitad de la línea 2, como se ve en la Figura 5.1. El

evento ocurre a los 0.2[s], y tiene una duración de 100[ms], tras lo cual se abre la línea y se

despeja la falla.

Figura 5.1: Esquema de simulación, modelo agregado DFIG.

A continuación se evalúa la dinámica que se produce en el parque debido a esta falla, durante un

tiempo de un par de segundos después de que ocurre.

Debido a que la constante de tiempo de las componentes mecánicas es mucho más grande que la

de las eléctricas, los efectos eléctricos y mecánicos no pueden ser presentados en la misma escala

de tiempo. Es por esto, que en la Figura 5.2, Figura 5.3, Figura 5.4, y Figura 5.6 se presentan las

componentes eléctricas en un tiempo de 2[s].

92

Figura 5.2: Potencia activa en bornes del generador DFIG, medida en MW.

Figura 5.3: Potencia reactiva en bornes del generador DFIG, medida en MVar.

Figura 5.4: Tensión en bornes del generador DFIG, medida en p.u.

93

Figura 5.5: Tensión en el link DC, medido en kV.

Figura 5.6: Torque eléctrico del generador DFIG, medido en p.u.

Figura 5.7: Torque mecánico del generador DFIG, medido en p.u. 1: Falla, 2: Despeje, 3: Desconexión

Crowbar.

94

Figura 5.8: Velocidad del generador DFIG, medido en p.u. 1: Falla, 2: Despeje, 3: Desconexión Crow Bar.

Figura 5.9: Deslizamiento del generador DFIG. 1: Falla, 2: Despeje, 3: Desconexión Crow Bar.

Figura 5.10: Control de ángulo. Medida del ángulo beta.

95

Figura 5.11: Potencia extraída del viento, medida en MW.

En el instante de la falla, la tensión en los terminales del generador cae (Figura 5.4), lo que lleva

a que disminuya también el flujo del estator y el rotor. Esto a su vez, resulta en una disminución

del torque eléctrico (Figura 5.6) y la potencia activa (Figura 5.2). Como el flujo del estator

disminuye, la magnetización que ha sido guardada en los campos magnéticos debe ser liberada.

El generador empieza entonces la desmagnetización sobre el estator a través del peak que la

potencia reactiva presenta en el momento de la falla (Figura 5.3). Como el torque eléctrico y la

tensión del generador caen, esto hace que disminuya el torque mecánico también. Sin embargo, la

caída del torque mecánico es menor que la del torque eléctrico, por lo que el generador comienza

a acelerarse. La sobreaceleración del generador durante la falla es contrastada con el control de

ángulo (Figura 5.10).

Al momento de la falla, como la tensión en el estator disminuye significativamente, aparecen

altas corrientes transitorias en los enrollados del estator y rotor. Para compensar el incremento de

la corriente del rotor, el conversor del lado del rotor (RSC) incrementa su referencia de voltaje, lo

cual implica un aumento brusco de potencia desde los terminales del rotor hacia el conversor. Por

otro lado, como la tensión en la red cae inmediatamente después de la falla, el conversor del lado

de la red (GSC) no puede transferir completamente la potencia desde el rotor a través del

conversor más allá de la red. El control de tensión DC del conversor del lado de la red llega

rápidamente a su límite. Como resultado, la energía adicional carga el capacitor en la barra DC,

por lo que el voltaje DC crece rápidamente (Figura 5.5).

Excediendo el límite de la corriente de rotor o de la tensión DC, se activa el sistema de

protección, el que cortocircuitea el rotor del generador (crowbar). El RSC es bloqueado, por lo

96

tanto, su control sobre la corriente del rotor es deshabilitado. En el momento en que se activa el

crowbar, el link DC comienza a descargarse; el GSC empieza a controlar la tensión DC hasta

llevarla de vuelta a su referencia.

Inmediatamente después de que la falla es despejada, la tensión del estator es restaurada, y el

torque eléctrico y la potencia activa comienzan a incrementarse (Figura 5.2, Figura 5.4 y Figura

5.6). Como la tensión en la red y el flujo se incrementan, el rotor y el estator desmagnetizados se

oponen a este cambio en el flujo, conduciendo por lo tanto a un incremento en las corrientes del

rotor y el estator. Se observa que cuando la falla es despejada, el voltaje no se recupera por

completo en forma inmediata (Figura 5.4). Justo después de despejada la falla, alcanza un nivel

de tensión menor a su valor nominal, y solo alcanza completamente su tensión nominal después

de remover el crowbar. La razón es que justo después del despeje de la falla, el generador

continúa comportándose como un generador jaula de ardilla, por lo que empieza a absorber

potencia reactiva para su magnetización. El RSC es deshabilitado hasta que el crowbar es

removido, por lo que no está disponible para proveer los reactivos necesarios para la

magnetización del generador. Entonces, el generador absorbe potencia reactiva desde la red, y en

esta acción retrasa el proceso de recuperar la tensión.

Cuando se recupera la tensión de la red sobre un cierto valor, el crowbar es removido. Para este

momento, la tensión ya se ha recuperado completamente, las corrientes y tensiones del generador

comienzan a converger a su valor antes de la falla, y el RSC empieza a controlar la potencia

activa y reactiva

97

5.2. Máquina de inducción de velocidad fija:


modelo cuenta con barras de tensión de 0.69kV a la salida del generador, luego con una barra de

media tensión de 10kV y se conecta a la red infinita en una barra de alta tensión de 220kV.

Se considera nuevamente una red infinita con una corriente de cortocircuito igual a la de la barra

Los Vilos 220kV. Estos valores son: kAI cc 1.7max_ = e kAI cc 5min_ = . Con estos valores, la

potencia de cortocircuito se calcula como se hizo anteriormente.

El parque agregado está compuesto por una máquina equivalente a 12 generadores de inducción

de velocidad fija, cada uno de 1.5MW. Esta máquina equivalente se encuentra conectada por un

sistema de transmisión de una línea de doble circuito de 220kV, hacia una red infinita, la cual

representa el sistema interconectado central.

5.2.1. Cortocircuito en la línea:



despeja la falla.

98

Figura 5.12: Esquema de simulación, modelo agregado Velocidad Fija.



Figura 5.13: Potencia activa del generador de velocidad fija, medida en MW.

99

Figura 5.14: Potencia reactiva del generador de velocidad fija, medida en MVar.

Figura 5.15: Tensión en el punto de conexión al sistema, medido en kV.

Figura 5.16: Tensión en el generador, medido en p.u.

100

Figura 5.17: Torque eléctrico del generador de velocidad fija.

Figura 5.18: Torque mecánico del generador de velocidad fija.

Figura 5.19: Velocidad del generador, medida en pu.

101

Figura 5.20: Deslizamiento del generador.

Figura 5.21: Potencia extraída del viento.

Cuando una falla se produce en la línea de conexión al sistema, el efecto es que cae la tensión

(Figura 5.16), lo que produce consecuencias en la generación del parque. La reducción de la

tensión en los terminales del generador (de rotor jaula de ardilla), hace que la potencia activa

también caiga (Figura 5.13), mientras que la potencia mecánica que entra a través del viento no lo

hace, lo que produce que la máquina se acelere (Figura 5.19).

Cuando la falla se despeja, como la velocidad de la máquina se incrementó, la potencia activa

tiende a ser mayor al valor antes de la falla. Esto requiere altas corrientes también, lo que produce

caídas de tensión en las líneas y transformadores, y debido a esto, la tensión en los terminales de

la máquina no se recupera inmediatamente a su valor antes de la falla.

102

Inmediatamente después de que la falla es despejada, y cuando la tensión comienza a ser

restaurada, el torque eléctrico y la potencia activa comienzan a incrementarse (Figura 5.16,

Figura 5.17 y Figura 5.13).

Al aumentar la velocidad del generador durante la falla, el deslizamiento disminuye (ecc. 2.1)

hasta el momento del despeje, en donde hay un sobresalto en la onda del deslizamiento, y

empieza a aumentar. El generador de inducción siempre se encuentra absorbiendo potencia

reactiva de la red, nunca genera, ni tampoco es igual a cero. Sin embargo, al momento de la falla,

si se mantiene la corriente rotórica, la máquina puede aportar potencia reactiva a la red por un par

de ciclos. Esto es lo que se observa que ocurre, y en el deslizamiento se ve que por un instante es

mayor que cero también.

103

5.3. Máquina sincrónica


modelo cuenta con barras de tensión de 3.3kV a la salida del generador, luego para por una etapa

continua de 5.5kV, para volver a los 3.3kV alternos, después continúa con una barra de media

tensión de 20kV y se conecta a la red infinita en una barra de alta tensión de 110kV.

El parque agregado está compuesto por una máquina equivalente a 8 generadores sincrónicos,

cada uno de 5MW. Esta máquina equivalente se encuentra conectada por un sistema de

transmisión de una línea de doble circuito de 110kV, hacia una red infinita, la cual representa el

sistema interconectado central.

5.3.1. Cortocircuito en la línea:



despeja la falla.

Figura 5.22: Esquema de simulación, modelo agregado sincrónico.

104



Figura 5.23: Potencia activa del generador.

Figura 5.24: Potencia reactiva del generador.

Figura 5.25: Potencia activa medida en el punto de conexión al sistema.

105

Figura 5.26: Potencia reactiva medida en el punto de conexión al sistema.

Figura 5.27: Tensión en el punto de conexión al sistema.

Figura 5.28: Tensión en bornes del generador.

106

Figura 5.29: Corriente de fase del generador.

Figura 5.30: Voltaje DC, medido en pu.

Figura 5.31: Corriente de referencia del controlador de potencia activa, eje d.

107

Figura 5.32: Corriente de referencia del controlador de potencia activa, eje q.

Figura 5.33: Corriente de referencia del controlador de potencia reactiva, eje d.

Figura 5.34: Corriente de referencia del controlador de potencia reactiva, eje q.

108

Existe variada literatura que habla acerca de la modelación de parques eólicos, y de cómo éstos

interactúan con distintas topologías de redes. Con toda esta información, es necesario llegar a un

consenso en materia de modelación.

En el mundo, existen países con gran experiencia en el tema de la energía eólica, y se observa

que las tecnologías más utilizadas son los generadores de inducción de velocidad fija, los

generadores de inducción doblemente alimentados y los generadores sincrónicos. Cada uno de

ellos posee ventajas y desventajas.

La máquina de inducción de velocidad fija es la de menor costo y más sencillo control, sin

embargo, si no se le añade una compensación adecuada, se ha observado a través de la

experiencia de otros países, que puede provocar problemas en la calidad de suministro debido a la

variabilidad con que inyecta al sistema. Este generador es comúnmente tipo jaula de ardilla, por

lo que siempre está consumiendo reactivos de la red.

Por otro lado, la máquina de inducción doblemente alimentada posee control de reactivos, por lo

que no absorbe ni inyecta a la red. Al presentarse fallas en el sistema, se produce una

sobrecorriente en el rotor, por lo que este generador posee una protección que lo cortocircuitea,

quedando como tipo jaula de ardilla. El principal problema que presenta esta tecnología es que

ante fallas, la sobrecorriente puede dañar el convertidor que posee, ya que éste no es de gran

tamaño.

El generador sincrónico posee un conversor que lo aísla completamente de la red. Es la

tecnología más costosa, justamente por el tamaño del conversor, sin embargo es más difícil que

presente problemas ante fallas en el sistema.

La modelación de las componentes del parque considera cada uno de los elementos incluyendo su

control, hasta el punto de conexión a la red.

Capítulo 6 Conclusiones

109

Es así como se concluye que los generadores basta que sean modelados con ecuaciones de 3°

orden, ya que conjuga muy bien la precisión de los resultados, con un aceptable tiempo de

simulación. El modelo mecánico del eje del conjunto turbina – generador debe ser considerado ya

que al existir una caja de engranajes (amplificadora), no se puede considerar el eje desde la

turbina hasta el generador como rígido. Este factor causa una oscilación en la potencia de entrada

cuando existen perturbaciones. El modelo aerodinámico consiste principalmente en representar la

turbina del generador. Finalmente el control de ángulo tiene por finalidad ajustar las aspas para

controlar la velocidad. Estos son los modelos y controles básicos de cualquiera de las 3

tecnologías.

La máquina de inducción doblemente alimentada, además de los modelos y controles

mencionados anteriormente, cuenta con un conversor que va desde el rotor hacia la red, por lo

que por él solo pasa una parte del total de energía que genera la turbina eólica. Este conversor

controla principalmente que la máquina no consuma ni inyecte potencia reactiva desde y hacia la

red y así ocasionar menos problemas al sistema. El conversor de lado del rotor controla la

potencia activa y reactiva de la máquina de forma independiente, mientras que el conversor del

lado de la red es el que mantiene el voltaje DC en un valor predefinido, y garantiza que la

máquina no genere ni consuma potencia reactiva.

Para la validación de los modelos, no se cuenta con mediciones de parques reales, lo que hubiese

sido de gran ayuda para comparar los resultados obtenidos, sin embargo, ante la falta de datos

reales, se opta por comparar los modelos con otros ya validados en la literatura. La validación de

los parques comprueba que es posible utilizar modelos agregados, ya que éstos tienen una alta

coincidencia con los resultados entregados por un parque completo. Existe un proyecto que se

encuentra en marcha, donde con la colaboración de varios países se está creando una base de

datos de mediciones de parques eólicos, justamente para la validación de modelos de simulación.

La conexión de los modelos agregados al sistema, comprueba que la máquina de inducción

doblemente alimentada tiene un mejor comportamiento que la de velocidad fija, sobre todo frente

a fallas en el sistema. En este tema toma relevancia el concepto de Fault-Ride Through, el que

dice de las características que deben tener los generadores eólicos para no desconectarse del

sistema frente a una falla. En ese sentido, en otros países existe la legislación al respecto, y se

exige que ante una falla, dependiendo de la profundidad de la caída de tensión en los bornes de

110

una máquina, ésta deberá permanecer conectada a la red, y ayudando al sistema a sobreponerse

ante tal falla. Para esto, las máquinas como por ejemplo las de velocidad fija han tenido que

invertir en equipos STATCOM para cumplir con la normativa.

De acuerdo a los objetivos planteados, los modelos agregados obtenidos contienen el nivel de

detalle suficiente para que sean incorporados a la simulación del SIC en el marco de otro trabajo

de título. De esta forma se hace factible el estudio de un escenario de penetración masiva en el

SIC de cada una de las tecnologías estudiadas y se analiza las condiciones necesarias para

considerar a la energía eólica como una solución factible para el problema energético que vive el

país.

La modelación y validación del generador eólico sincrónico no se logró realizar completamente,

quedando para un trabajo futuro su desarrollo y validación.

El tema de la modelación y simulación de parques eólicos es bastante amplio, y en este trabajo se

abarca solo una pequeña parte de ello. En un trabajo paralelo, se incluyen estos modelos en el

Sistema Interconectado Central, donde se espera que se arrojen respuestas acerca de su

comportamiento en conjunto.

Quedaría para futuras investigaciones la modelación de elementos de compensación para los

parques de velocidad fija, e incluir en el comportamiento de los parques tomando como ejemplo

los límites fijados por otros países acerca de la tensión y consumo de reactivos en operación

normal y frente a fallas.

Un segundo tema de relevancia sería la proposición de alternativas para la inserción de unidades

hidráulicas de embalse en posibles mercados de servicios complementarios tanto para compensar

las variaciones de potencia eólica como para respaldar en situaciones de escasez de viento.

Finalmente, podría esperarse que en el futuro existiera claridad sobre el camino que debiera

seguir el país en cuanto a normativas y tecnologías a considerar, para que la energía eólica sea

viable técnica y económicamente como una fuente alternativa de energía.

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Capítulo 7 Referencias

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universidad de chile facultad de ciencias … · figura 4.54: potencia activa, para una máquina...

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