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6. Integración en la red

Análisis de aspectos eléctricos para el diseño de un parque offshore de generación undimotriz 139

6 Integración en la red

6.1 Introducción Normalmente, las redes eléctricas se diseñan para condiciones normales de operación, donde los flujos de potencia van desde los centros de generación a los puntos de consumo a través de la red de transporte. Dicha red de transporte es monitorizada y controlada de forma que su operación sea fiable y efectiva y que la energía eléctrica entregada al cliente posea una frecuencia y tensión fijas en todo momento, alcanzándose en su funcionamiento unos niveles de costes reducidos.

La integración a red de un parque de energía undimotriz depende de varios factores, tanto aspectos económicos como de operación y diseño, que actualmente se encuentra en un estado de investigación y desarrollo.

Dicha integración puede implicar requisitos regulatorios que afronten problemas como la calidad de onda y límites de capacidad. También se espera el hecho de que se regule la respuesta frente a perturbaciones como huecos de tensión. Dicha restricción se encuentra ya impuesta en parques eólicos.

La mayoría de los parques de generación undimotriz, al igual que otras fuentes de energía oceánica, serán instalados en lugares donde la red de transporte disponible es limitada o inexistente. Así que el punto de conexión más cercano en el que poder inyectar se corresponde con zonas de la red de transporte donde la generación no estaba prevista o incluso en la propia red de distribución.

Otra cuestión importante es el hecho de que para alcanzar zonas de alto potencial undimotriz, las cuales se encuentran en zonas remotas y alejadas, y sumado a la lejanía en la que se encuentran las redes en las que poder inyectar, será necesario extensiones de muchos kilómetros de línea eléctrica para conseguir acceder a las mismas. Este asunto encarece el coste por kW de la planta y además, abre el debate sobre quién es el responsable de tales extensiones en el caso de líneas onshore, si el operador de la red o la empresa propietaria de la planta.

En este capítulo se abordarán cuestiones relacionadas con la integración en la red de un parque de generación undimotriz. Dichos asuntos se encuentran ligados e influidos por el tamaño de la planta y pueden ser clasificados en función de su área de impacto, tal y como podemos ver en la Figura 6.1. Dicha ilustración muestra además que estos impactos se encuentran a su vez vinculados e interrelacionados entre ellos, por lo que en algunos casos su estudio por separado es un asunto bastante complejo.

Las cuestiones que serán desarrolladas a lo largo del capítulo son requisitos generales que deben cumplir los parques de energía undimotriz, así como los límites de capacidad que pueden surgir con la integración de una nueva fuente de generación en la red. Se mostrarán los problemas de calidad de onda asociados a estos dispositivos de generación a partir del oleaje. Se presentará un análisis del sistema que se debe realizar desde un punto de vista del sistema eléctrico de potencia de modo que se obtengan las posibilidades existentes para la incorporación de parques undimotrices en una red. Por otro lado, se analizaran cuestiones propias o internas de este sistema de generación, ya que dadas las características que posee existen algunos asuntos que deberán resolverse del mismo modo que le está exigiendo a los parque eólicos. Y finalmente se analizarán algunas tecnologías que se están desarrollando para ser empleados como interfaz con la red en los dispositivos de generación.



Figura 6.1: Posibles impactos en la red provocados por una central undimotriz [6.1]

6.2 Requisitos generales El requisito principal que se espera de una central eléctrica es la inyección a la red en el punto de conexión de una señal eléctrica en buenas condiciones. Por ello, un parque undimotriz debe ser diseñado, construido y operado para que se suministre esta señal eléctrica cuyas condiciones, como frecuencia y tensión en el punto de conexión, se mantengan dentro de ciertos límites especificados por el operador del sistema. Y además, sus instalaciones deben cumplir las instrucciones técnicas marcadas por la normativa vigente.

Para cumplir este objetivo, se describirán algunos de los requisitos generales descritos en los Procedimientos de Operación fijados por el Operador de la Red, que en el caso de España es Red Eléctrica de España. El apartado se centrará en aquellos aspectos que están resultando un reto tecnológico a afrontar por los tecnólogos de energía undimotriz.

De forma general, existen dos parámetros eléctricos básicos que definen un punto de funcionamiento en el que se debe encontrar de forma permanente, siempre que nos encontremos en condiciones normales de operación.

• Frecuencia

Según el Procedimiento de Operación P.O. 1.4, [6.15], que rige las condiciones de entrega de la energía en los puntos frontera de la red gestionada por el operador del sistema, la frecuencia nominal del sistema es de 50 Hz. Se consideran variaciones normales de la frecuencia aquellas comprendidas entre 49.85 y 50.15 Hz.

• Tensiones en los Nudos

Del mismo modo que en el apartado anterior, según el P.O. 1.4, [6.15], en condiciones normales de operación, la tensión en el nivel de 400 kV en los puntos frontera estará



comprendida entre los 390 y 420 kV. En el nivel de 220 kV la tensión estará comprendida entre 205 y 245 kV. Eventualmente podrán presentarse valores máximos hasta 435kV y mínimos de hasta 375 kV en el nivel 400 kV. En el nivel de 220 kV, las tensiones podrán bajar, eventualmente, hasta 200 kV.

6.3 Límites de capacidad Como se comentó en la introducción, los parques undimotrices están vinculados, generalmente, a ubicaciones remotas donde el potencial del recurso es alto. En estas localizaciones, normalmente, la red o bien es inexistente o la existente es débil e inadecuada para la generación.

Debido a este hecho, en la integración de un parque marino se debe tener en cuenta las características de la red existente más cercana para realizar su diseño y no sobrepasar los límites de capacidad de la infraestructura eléctrica existente. En este sentido nos podemos encontrar dos tipos de límites de capacidad, un límite térmico y un límite que consiste en la valoración de la aparamenta eléctrica existente. Ambos límites se explicarán a continuación.

6.3.1 Límites térmicos

Al ubicar estas centrales en localizaciones en las que la red no está preparada para la inyección de potencia, es posible que las líneas vean superados sus límites térmicos y por tanto no funcionen en condiciones normales de operación. Como consecuencia, será necesario el refuerzo de tales líneas así como de los mecanismos de protección de faltas que estaban ajustados a unas condiciones originales distintas. Para evitar o reducir estos efectos es recomendable realizar una evaluación térmica del sistema para buscar el punto de conexión más adecuado en la red.

6.3.2 Valoración de la aparamenta eléctrica existente

Todos los componentes que integran una red de transporte o distribución, así como los circuitos de alimentación a distintas zonas de consumo son diseñados a una potencia nominal específica y son ajustados acorde a un flujo de potencia dentro de unos límites. La inclusión de una nueva fuente de generación en la zona, hace necesaria la valoración de la aparamenta existente así como un reajuste de los mismos. De hecho, ante una condición de falta en la zona, los generadores ubicados en el parque marino aportarían grandes corrientes, y ante dicha situación es posible que estos dispositivos ya existentes no estén preparados para su manipulación, es decir para su conducción (durante un tiempo determinado), detección o corte. Debido a esto, es necesaria una evaluación de todos los componentes de la red existentes en un área cercana a dicha instalación.

Los dos aspectos anteriores pueden incidir directamente en el coste de inversión del parque, pues habría que hacer frente al refuerzo de las líneas y aparamenta existentes.

6.4 Calidad de onda Este hecho es uno de los grandes retos al que se deben enfrentar las empresas tecnológicas al desarrollar los dispositivos y los parques de generación. Debido a esto, este apartado tratará de explicar aquellos problemas relacionados con la calidad de onda que se dan en la señal generada por los dispositivos captadores de la energía de las olas.



Estos problemas deben ser resueltos antes de proceder a la inyección en la red de la energía producida, pues de lo contrario se estarían introduciendo tales fluctuaciones o condiciones en la red. Este asunto podría considerarse en un impacto de tipo local ya que afectaría directamente a la vecindad del parque marino.

Respecto a la calidad de onda de los dispositivos de generación empleados en la energía undimotriz podemos destacar los siguientes aspectos:

6.4.1 Tensión en régimen permanente

Es conocido que la tensión en ciertos nodos de un sistema eléctrico de potencia varía incluso ante condiciones de generación fija y carga constante. Además dicha variación sigue un patrón característico en el que la tensión va decreciendo según nos alejamos desde las zonas de generación hasta llegar a los puntos de consumo. Este efecto es aún más acusado en redes débiles y en redes de distribución, además depende de los parámetros de red y las condiciones de carga. Con la integración de un nuevo parque de generación, se elevará el nivel de tensión en la zona cercana al punto de conexión y se pueden sobrepasar incluso los límites de tensión prescritos por el operador de la red. Este aspecto debe ser otro punto a tener en cuenta a la hora de analizar cuál es el punto de conexión más adecuado para la inyección de la energía generada.

En la Figura 6.2 podemos observar un perfil de tensiones de una línea eléctrica antes y después de conectar la planta de generación. Dicha ilustración muestra el patrón de comportamiento característico de la tensión antes comentado (decreciente conforme se aleja del punto de generación) y, también, cómo se superan los límites fijados a lo largo de la línea después de la integración de generación en la misma.

Figura 6.2: Perfil de tensiones antes y después de la integración del parque de generación [6.6]

En el caso particular de una generación a partir de un recurso tan variable como es el oleaje, al oscilar con frecuencia y amplitud variables se inducen además unas fluctuaciones en la señal de tensión generada, de tal modo que el perfil adoptado de tensiones a lo largo de una línea pueda poseer una forma compleja. Estas fluctuaciones se inyectarían en el punto de conexión y afectarían, por tanto, a la vecindad de dicho punto.

Los efectos de la variación del recurso en la señal generada, dependen del dispositivo de generación seleccionado, específicamente del tipo de mecanismo de conversión que esté integrado en tal dispositivo, y también de la aparamenta eléctrica empleada en



pasos posteriores al propio sistema de conversión. Estas fluctuaciones provocan que la generación eléctrica pueda variar de cero a un máximo y viceversa en cuestión de minutos u horas. Este hecho se muestra en la Figura 6.3, donde puede observar los resultados de un experimento realizado en [6.7]. En el cual queda ilustrada la operación de un dispositivo de generación en la zona de pruebas de Lysekil, y se comprueba que a lo largo de 18 h el nivel de la tensión generada varía en función de la altura del recurso, por lo que dichas variaciones equivalentes también se reflejarán a lo largo de un régimen permanente.

Figura 6.3: Perfil de la tensión generada en el bus de CC de un dispositivo conversión del oleaje [6.7]

Se pueden emplear ciertos métodos para paliar estos efectos que aparecen en el régimen permanente de la tensión generada por los dispositivos, [6.6]:

• Refuerzo de la red. Un refuerzo como conductores, transformadores o interruptores de mayor capacidad, evitarían problemas con los nuevos flujos de potencia dados por la incorporación de una fuente de generación en el sistema, permitiendo por tanto una mayor entrada.

• Optimización del tamaño del parque undimotriz. Sería interesante un estudio del sistema para detectar el tamaño de la planta que sería más adecuado para la red donde se va a conectar.

• Ajustes en el factor de potencia. Operar ajustando el factor de potencia de la planta para elevar o disminuir la tensión en el punto de conexión. También puede ayudar la utilización de bancos de condensadores para influir en el perfil de tensiones.

• Transformadores con tomas. Se trata de emplear un elemento que pueda regular la tensión en el nodo de unión para que se ajuste a los requisitos de tensión exigidos en tal nodo. Avanzando en las tomas en los instantes de gran demanda para que se eleve la tensión o retrocediendo para que en los instantes de gran generación no se eleve demasiado la tensión.



Como se verá más adelante, a los parques de energía undimotriz se les exigirá, al igual que ya se exige a los parques eólicos, condiciones de operación capaces de regular su tensión dentro de unos límites y que puedan responden frente a ciertas perturbaciones.

6.4.2 Emisión de flickers

La emisión de flickers consiste en rápidas y pequeñas variaciones de la tensión de la línea provocadas generalmente por desajustes entre generación y carga. Se trata además de uno de los problemas de calidad de onda más denunciados por los consumidores de energía eléctrica, [5.1], pues se trata de un efecto que puede ser percibido a simple vista.

En la norma [6.3], los flickers se definen como “una impresión de inestabilidad de la sensación visual debida a un estímulo luminoso en el cual la luminosidad o la distribución espectral fluctúan en el tiempo”. Estas fluctuaciones de tensión provocan variaciones de luminancia en lámparas e iluminarias, de tal modo que si se encuentran por encima de cierto umbral, los flickers se vuelven molestos.

La intensidad de la molestia provocada por los flickers se mide según el parámetro severidad de flickers. Este parámetro puede ser medido por las siguientes magnitudes:

• Severidad de duración breve (Pst), que es la medida en un período de 10 min

• Severidad de duración larga (Plt), calculada a partir de una secuencia de 12 valores de Pst en un intervalo de 2 h, según la fórmula siguiente:

312

3

1 12sti

lti

PP

=

= ∑

Según [6.21], basado en el P.O. 12.2, se establecen los siguientes límites de emisión de parpadeo en cada nudo de la red de transporte:

Pst ≤ 0,8

Plt ≤ 0,6

En el caso de los dispositivos de generación undimotriz, la intermitencia del recurso, las condiciones de arranque y desconexión de los generadores y las interacciones con los equipos de control de la red pueden agravar los niveles de emisión de flickers. En la Figura 6.4 podemos observar la producción generada por un dispositivo de conversión del tipo OWC en línea de costa, donde se muestra la rápida variación que sufre la potencia generada. Estas rápidas oscilaciones son la causa de los flickers en la tensión de la línea.

Figura 6.4: Producción de un dispositivo de conversión del tipo OWC en la costa [6.1]



No todos los dispositivos emiten el mismo nivel de fluctuaciones en la señal generada. La cantidad de flickers emitida depende del tipo de dispositivo empleado para la captación de energía y más precisamente de si en los pasos intermedios se emplean elementos de almacenamiento de energía, que reducirían estos niveles de flickers. Por ejemplo en la Figura 6.5 podemos observar diferentes grados de fluctuaciones en la producción para distintos dispositivos de generación. Debido a esto, es interesante conocer la contribución a tales variaciones de cada elemento que intervenga en la generación.

Figura 6.5: Producción media de algunos dispositivos [6.1]

(a) Dispositivo de contorno (Pelamis)

(b) Dispositivo de desbordamiento (Wave Dragon)

Una forma de poder reducir tales efectos puede ser la utilización de arrancadores suaves en el caso de sistemas con generadores de inducción o el empleo de una interfaz de electrónica de potencia capaz de amortiguar dichas fluctuaciones.

6.4.3 Cambios en la potencia transmitida por el oleaje

En ciertas ocasiones se pueden apreciar cambios o saltos en la tensión suministrada a los consumidores. Estas perturbaciones generalmente se deben a grandes y repentinas alteraciones dadas en la tensión de la red. Estos efectos pueden ser provocados por la desconexión de un grupo generador conectado a la red como consecuencia de faltas o condiciones meteorológicas severas.

En el caso de los dispositivos de generación undimotriz, una unidad de control debe ordenar acciones de conexión o desconexión a los dispositivos de producción en función de las zonas de operación en las que se encuentren, como se pueden observar en la Figura 6.6. Estas zonas vienen determinadas por las condiciones en la que se encuentre el recurso entrante del que se va a extraer la energía. Dichas condiciones se caracterizan por la energía y la altura significativa de la ola entrante, ambas determinan la posible generación por parte del dispositivo. De modo que por la propia seguridad del parque, existen zonas en las que es mejor no operar y se ordena la desconexión del sistema, y



zonas en las que existe una gran energía pero sin embargo la altura de la ola es tan baja que no permite la operación efectiva del dispositivo.

Figura 6.6: Zonas de operación para un dispositivo de conversión [6.1]

Por otro lado, también pueden surgir irregularidades a pequeña escala en el recurso de entrada a los dispositivos de conversión y estos a su vez los introducen en la energía generada. Estas fluctuaciones pueden ser, por tanto, inyectadas en la red. Podemos observar un ejemplo en la Figura 6.7, en la que se muestra un cambio en la potencia transmitida por un dispositivo sumergido basado en la diferencia de presión de la columna de agua superior al mismo, donde dicha variación será por tanto introducida en el sistema de potencia.

Figura 6.7: Generación de un dispositivo de conversión sumergido que aprovecha la diferencia de presión [5.1]



6.4.4 Emisión de armónicos

La emisión de armónicos es, evidentemente, un efecto no deseado en las señales de generación. La intención con la que se diseña una central es que en la energía eléctrica generada, la tensión producida en el punto de conexión a red sea a un nivel constante y a una frecuencia específica, y estos armónicos pueden crear variaciones en la forma que posee dicha señal.

Esta emisión de armónicos se representa en la norma [6.3] como una tensión armónica, cuya definición es “una tensión sinusoidal cuya frecuencia es un múltiplo entero de la frecuencia fundamental de la tensión de alimentación”. Esta tensión armónica puede ser evaluada de la siguiente manera:

• Individualmente, según su amplitud relativa (uh) que es el armónico de tensión con relación a la tensión fundamental u1, donde h representa el orden del armónico,

• Globalmente, se puede evaluar como el valor de la tasa de distorsión armónica total (THD) calculada utilizando la siguiente expresión:

( )40

2

2h

h

THD u=

= ∑

Las tensiones armónicas se deben normalmente a cargas no lineales. Las corrientes armónicas que circulan a través de las impedancias de la red dan lugar también a tensiones armónicas.

Como se comenta en [6.21], con el objetivo de no sobrepasar los niveles de planificación establecidos para la red de transporte, se establecen los siguientes límites de emisión en las tensiones armónicas de cada nudo de la red de transporte:

Tabla 6.1: Límite de emisión para tensiones armónicas [6.21]

Armónicos Impares Armónicos Pares

Orden Tasa

Armónico Orden

Tasa Armónico

h (%) h (%)

3 1,80 2 1,00

5 1,80 4 0,90

7 1,80 6 0,40

9 0,90 8 0,20

11 1,30 10 0,20

13 1,30 12 0,20

15 0,30 14 0,20

17 0,90 16 0,20

19 0,90 18 0,20

21 0,20 20 0,20

23 0,60 22 0,20

25 0,60 >22 0,20

>25 0,20

Tasa Total de Distorsión Armónica (THD) 3,00 %



En el caso de la energía undimotriz, esta emisión de armónicos viene provocada por la presencia de los dispositivos de conmutación empleados en convertidores de electrónica de potencia necesarios para servir de interfaz del sistema con la red. Dicha interfaz es necesaria para el accionamiento a velocidad variable o para la conexión directa de generadores a la red, como por ejemplo en el caso del generador síncrono de imanes permanentes (rotativo o lineal) o el generador de inducción doblemente alimentado.

6.4.5 Desequilibrio de tensiones

Otro hecho a tener en cuenta en el punto de conexión es que las tensiones deben estar equilibradas. Y en caso de existir un desequilibrio, éste debe encontrarse dentro de ciertos límites. El desequilibrio puede deberse al nivel en las fluctuaciones existentes en las oscilaciones de la ola.

El documento [6.21] define el desequilibrio de tensiones como “un grado de desequilibrio (µ), expresado en % de la relación entre la componente de tensión de secuencia inversa (magnitud vectorial) y la componente de tensión de secuencia directa (magnitud vectorial)”, y éstas son, a su vez, función de la duración de este desequilibrio.

Los emisores de este tipo de perturbación no deberán sobrepasar los siguientes valores totales de desequilibrios de tensión en cada nudo de la red de transporte:

µ ≤ 0,7 % para valoraciones en el rango de minutos (límite de corta duración)

µ ≤ 1 % para valoraciones en el rango de segundos (límite de muy corta duración)

6.5 Análisis del sistema Como se describió en la introducción, este análisis se afronta desde un punto de vista externo al parque de generación. Se trata de una cuestión muy importante y que puede además limitar la construcción de estos parques de generación. Es el impacto generado en el sistema eléctrico de potencia en el que se desea su integración. Debido al impacto que puede suponer la integración en red de una nueva fuente de generación, se plantea un análisis del sistema desde tres puntos de vista: flujos de carga, estabilidad y niveles de falta. Este análisis demostrará la viabilidad de la integración en la red.

6.5.1 Estudios de flujos de carga y estabilidad

Al integrar una planta en la red es importante analizar cuál sería la capacidad base de energía undimotriz posible en dicha red, es decir, que cantidad de energía undimotriz se puede inyectar en el sistema eléctrico sin que requiera ningún cambio significativo en los elementos de la red existente.

Para ello, es un hecho fundamental determinar los “cuellos de botella” de la red. Éstos serán aquellos factores restrictivos que pueden limitar la capacidad de generación undimotriz en la zona. Este tipo de análisis se puede realizar mediante un estudio de flujos de carga. Además, gracias a él, se pueden identificar aquellos puntos de conexión que sean más adecuados para la inyección de energía sin generar problemas en la red, pues dispongan de suficiente capacidad para soportarla.

Este estudio de flujo de cargas debe centrarse en analizar dos tipos de escenarios:

• Un análisis del régimen permanente. El objetivo de dicho análisis es identificar los efectos de la inyección de energía en el sistema eléctrico en forma de sobrecargas o desviaciones/colapsos de tensión que puedan ocurrir en la vecindad del punto de conexión.



• Un análisis transitorio. Cuyo enfoque es analizar características dinámicas como la estabilidad del sistema y la recuperación de la tensión bajo ciertas condiciones en el transporte y contingencias que puedan darse en el sistema.

Para mostrar este tipo de impacto, se tomará como base un estudio realizado en [6.8]. En tal estudio se analizó el potencial de incorporación de generación undimotriz en el sistema eléctrico del Noroeste de Estados Unidos, particularmente para el estado de Oregon.

Lo primero que se realizó fue un análisis de la red original con el objetivo de conocer la salud de la red existente, los flujos de potencia normales en la red y encontrar aquellos puntos de conexión que sean adecuados para la inyección de potencia.

Se observó que los flujos de potencia estaban dirigidos hacia la costa (ver Figura 6.8). Éste es un hecho esperado pues dicha región es una zona costera caracterizada por la pequeña o la ausencia de fuentes de generación. Además se identificaron 12 puntos de conexión posibles, los cuales se muestran en la Tabla 6.2.

Figura 6.8: Regiones de la costa de Oregon y direcciones de los flujos de potencia [6.8]



Tabla 6.2: Puntos de conexión adecuados [6.8]

Nombre del

Área Autoridad del Área Subestación Bus / POI

Nivel de tensión

(kV)

1 Astoria PacifiCorp (PAC) & BPA (Clatsop

County) Clatsop (BPA) 40243 230 Astoria (PAC) 45013 115

2 Tillamook Tillamook PUD (TPUD) & BPA

(Tillamook County) Tillamook (BPA) 41075 230 Garibaldi (TPUD) 40455 115

3 Newport Central Lincoln PUD (CLPUD) & BPA

(Lincoln County) Toledo (BPA) 41083 230

Newport (CLPUD) SS107 69

4 Reedsport Central Lincoln PUD (CLPUD) & BPA

(Douglas County)

Reedsport (BPA) 40877 115 Gardiner (BPA) 41207 115

Tahkenitch (BPA) 41061 230

5 Coos Bay PacifiCorp (PAC) & BPA (Coos

County) Hauser (BPA) 40523 115 Bandon (BPA) 40075 115

6 Cushman Central Lincoln PUD (CLPUD) & BPA

(Lane County) Wendson (BPA) 41141 230

En el estudio de flujos de carga se planteó un escenario de contingencias que sigue el criterio N-1, considerando hasta 5 nodos posteriores a los nodos correspondientes a dichos puntos de conexión, y además sólo en aquellos donde el nivel de tensión fuese de 69 kV hacia arriba y para generadores de 50 MVA hacia arriba. Para analizar la seguridad del régimen transitorio se planificaron una serie de caídas de tensión en ciertos nodos específicos. También, en el estudio se analizaron dos situaciones distintas como son los flujos y cargas existentes en unas condiciones severas de verano y las correspondientes al periodo de invierno.

Como criterios para evaluar estas contingencias en el régimen permanente se emplearon:

• Desviaciones de tensión (por encima o por debajo del nivel nominal) que no se exceda de un 7 % en ningún nodo

• Sobrecarga en las líneas

Con respecto al régimen transitorio:

• Estabilidad transitoria: el sistema debe mantenerse estable para todas las contingencias

• Tiempo de recuperación de la tensión: para contingencias simples no se debe exceder más del 20 % de los ciclos de interrupción aplicados en los buses.

Para estos análisis se fueron agregando parques de generación undimotriz de forma individualizada en cada punto de conexión seleccionado y también de forma combinada, agregando parques en varios puntos a la vez.

Los resultados obtenidos mostraron las siguientes conclusiones:

• La capacidad base4 de energía undimotriz estimada que se puede generar desde los doce puntos de conexión, simultáneamente y bajo un conjunto determinado de contingencias y criterio de evaluación, se encuentra limitada aproximadamente a 430 MW. Sin embargo, sin tener en cuenta dichas contingencias se estima una

4 Potencia mínima que se puede inyectar



capacidad posible de 630 MW. En la Tabla 6.3 se muestra un resumen final de los resultados obtenidos.

Tabla 6.3: Estimación de la capacidad máxima de generación agregada [6.8]

Tipo de Límite

Caso Conting.

Elemento Restrictivo (Sobrecarga) Corriente Nominal Carga

Transfer. Máxima Segura Nodo inicial Nodo final

# Nombre # Nombre (A) (A) (%) (MW)

Primero5

Verano

A 44 40469 Glasgow

115 40523

Hauser 115

533,84 530,16 100,7 430

Segundo6 A 44 40469 Glasgow

115 41045

Sumner C115

534,37 530,16 100,8 450

Pre-conting7.

Ninguno 40469 Glasgow

115 40523

Hauser 115

534 530,16 100,7 630

Primero

Invierno

A 42 40469 Glasgow

115 40523

Hauser 115

657,91 650,15 101,2 630

Segundo A 42 40407 Fairview

115 41045

Sumner C115

653,83 650,15 100,6 670

Pre-conting.

Ninguno 40469 Glasgow

115 40523

Hauser 115

651,66 650,15 100,2 810

• Los cuellos de botella identificados en la red de potencia analizada se muestran en la Tabla 6.4. Y en la Figura 6.9 se muestra el principal cuello de botella que presenta la red y que por tanto es el más determinante y restrictivo, quedando así ilustrados los tramos correspondientes con las contingencias A 44 y A 42. Sería conveniente su modificación para conseguir aumentar las posibilidades de generación en la zona.

Tabla 6.4: Lista de los cuellos de botella de la red [6.8]

Importancia Nodo Inicial Nodo Final Punto de Conexión Relevante (Número de

Cont.) Nombre Nombre

1

a Glasgow 115 Hauser 115 Todos (A 44)

b Lake Sid 115 Reedsprt 115 Reedsport BPA (A 44); Tahkenitch BPA (A

45); Wendspn BPA (A 45) c Gardiner 115 Tahknich 115 Gardiner BPA (A 7); Hauser BPA (A 45)

d Morison 115 Norway 115 Bandon BPA (A 59)

2 a Astor TP 115 Seaside 115 Astoria PAC (A 92)

b Astor TP 115 Lwsclark 115 Clatsop BPA (Pre-ctg.)

3 a Garibald 115 Tillamow 115 Garibali TUPD (A 28)

b Beaver 115 Tillamow 115 Tillamook BPA (A 92)

4 a SS107 Toledo 69 Newport CLPUD (Pre-ctg.)

b Toledo 230 Wendson 230 Toledo BPA (A 47)

5 Este primer tipo de límite hace referencia a que es el primer elemento que restringue la capacidad mínima posible. 6 Se trata del segundo elemento que restringue la capacidad mínima posible. 7 Consiste en el caso inicial sin contengencias.



Figura 6.9: Diagrama unifilar con los cuellos de botella más restrictivos de la red, desde Tahkebitch a Bandon [6.8]

Finalmente se obtuvo una evaluación de la capacidad de generación que se puede aportar desde cada punto de conexión previamente seleccionado. Dicha evaluación se muestra en la Tabla 6.5.

Tabla 6.5: Capacidad de los puntos de conexión para añadir generación de potencia [6.8]

Nombre del

Área Subestación

Nodo del Punto de Conexión

Nivel de Tensión

Capacidad (Mínima)

(kV) (MW)

1 Astoria Clatsop (BPA) 40243 230 5

Astoria (PAC) 45013 115 10

2 Tillamook Tillamook (BPA) 41075 230 140

Garibaldi (TPUD) 40455 115 10

3 Newport Toledo (BPA) 41083 230 400

Newport (CLPUD) SS107 69 60



4 Reedsport

Reedsport (BPA) 40877 115 180

Gardiner (BPA) 41207 115 80

Tahkenitch (BPA) 41061 230 320

5 Coos Bay Hauser (BPA) 40523 115 120

Bandon (BPA) 40075 115 40

6 Cushman Wendson (BPA) 41141 230 480

6.5.2 Niveles de falta

En el diseño de una planta de generación es importante analizar todos los posibles fallos que puedan ocurrir. Estos fallos pueden generarse en cualquier punto de la instalación, desde un fallo en el cable de evacuación eléctrica hasta un deterioro de un cojinete en la máquina de generación. En la Figura 6.10 se representa un diagrama en árbol que ilustra una identificación a todos los niveles en los que puede existir un riesgo de fallo, englobando todos los componentes del sistema de generación de un parque offshore de generación undimotriz.

Sin embargo, centrándonos en aspectos eléctricos, nos interesan aquellos hechos relacionados con riesgos del tipo eléctrico. En este sentido, los circuitos internos de conexión, los cables del sistema de evacuación a tierra, o las líneas onshore que inyectan la energía generada en la red son susceptibles de sufrir tales fallos. Estos hechos pueden ser provocados por cualquiera de los siguientes asuntos:

• Duras condiciones meteorológicas, como pueden ser fuertes tormentas, tornados, hielo en el mar. Estas condiciones puede provocar sobrecargas, daños e incluso la desconexión de unidades de generación del parque.

• Actividades humanas, como la pesca, la inmersión de anclas o actividades de ocio pueden dañar, desconectar o cortocircuitar una parte de un circuito que finalmente desencadene en la desconexión parcial o total de la planta.

• Faltas típicas de un sistema eléctrico de potencia, en el que nos podemos encontrar disparo por condiciones de falta surgidas en las líneas de transmisión, derribos en las líneas aéreas, cables de tierra dañados, o cables cortocircuitados por elementos externos como ramas de árboles en líneas aéreas en el tramo onshore.

Figura 6.10: Diagrama en árbol para la identificación de posibles fallos [6.11]



6.6 Cuestiones propias del sistema Este apartado pretende abordar algunos asuntos intrínsecos a un sistema de generación que depende de una fuente de energía renovable como es el recurso undimotriz y cuyo objetivo final es la producción de energía y su inyección a la red de transporte o distribución.

Actualmente en los parques eólicos onshore, que ya han alcanzado grandes niveles de penetración en la red, se les exige capacidades de regulación de tensión y frecuencia, así como capacidad de respuesta frente a huecos de tensión que garanticen la continuidad de suministro. Esta regulación se debe a cuestiones como cuando un gran parque eólico se desconecta de las redes de transporte o distribución, en dicha situación el equilibrio del sistema global puede verse comprometido significativamente. Debido a esto, para asegurar la estabilidad de las redes interconectadas, las autoridades de la red han impuesto una serie de requisitos mínimos de diseño, equipamiento, funcionamiento, puesta en servicio y seguridad mediante unos procedimientos de operación que deben ser cumplidos.

Se espera por tanto, que a los grandes parques de generación undimotriz que vayan a ser implantados en un futuro se les exijan requisitos de estas características, debido a las similitudes existentes entre la energía undimotriz y eólica en ser fuentes de energía muy variables en el tiempo. Por ello, es necesario realizar un know-how en el sector eólico de las soluciones adoptadas en sus instalaciones para que sean heredadas en el sector undimotriz.

Como consecuencia, este apartado analizará a continuación algunos de estos requisitos técnicos impuestos en las instalaciones de producción según el Procedimiento de Operación P.O. 12.2 denominado “Instalaciones conectadas a la red de transporte: requisitos mínimos de diseño, equipamiento, funcionamiento y seguridad y puesta en servicio”, [6.20]. En dicho procedimiento se indica que todas las instalaciones de generación conectadas a la red de transporte o aquellas instalaciones de más de 10 MW que estén conectadas a la red de distribución deben cumplir tales requisitos.

6.6.1 Rangos de funcionamiento

Como se indica en el documento [6.21], la instalación de generación debe ser capaz de permanecer acoplada a la red en función de la tensión (eficaz a tierra en barras de central) y de la frecuencia durante, al menos, unos tiempos determinados. En la Figura 6.11 podemos observar un ejemplo de los tiempos de duración establecidos para unas condiciones específicas de tensión y frecuencia. Y además la instalación debe ser capaz de permanecer acoplada ante sobretensiones en los términos establecidos según la Figura 6.12. Para más información al respecto ver [6.20] y [6.21]



Figura 6.11: Tiempos mínimos que la instalación debe ser capaz de soportar sin desconectar de la red en función de la tensión (en

barras de central) y de la frecuencia [6.21]

Figura 6.12: Tiempos mínimos de sobretensiones transitorias en una o en todas las fases de barras de central que la instalación debe

ser capaz de soportar sin desconectar [6.21]

6.6.2 Respuesta frente a huecos de tensión

En la Figura 6.13 podemos observar un esquema de la respuesta que deben seguir los aerogeneradores instalados en España según el Procedimiento de Operación 12.13 “Requisitos de respuesta frente a huecos de tensión de las instalaciones eólicas”, [6.22], impuesto por el operador de la red en España.

Dicho procedimiento dice que la propia instalación de producción y todos sus componentes deberán ser capaces de soportar sin desconexión, en el punto de conexión a red, huecos de tensión producidos por cortocircuitos trifásicos, bifásicos a tierra o monofásicos, con los perfiles de magnitud y duración indicados en la Figura 6.13, es decir no se provocará la desconexión de la instalación para huecos de tensión en el punto de conexión a red incluidos en el área sombreada de la mencionada figura. En la generación undimotriz es de esperar que al utilizar esta fuente de energía renovable como es el oleaje se le exija el mismo requisito. En el caso de cortocircuitos bifásicos aislados de tierra, el área sombreada de hueco de tensión en la que no se deberá producir la desconexión de la instalación será de forma semejante a la de la Figura 6.13, pero estando situado el valor del límite inferior de tensión en 0,6 pu en lugar de en 0,2 pu.



Figura 6.13: Curva tensión-tiempo que define el área del hueco de tensión en el punto de conexión que debe soportar por una

instalación de un parque eólico [6.22]

Además durante el periodo de la falta como durante el periodo de recuperación de la tensión posterior al despeje de la misma, la instalación deberá aportar al sistema eléctrico la máxima intensidad posible (Itotal). Esta aportación de intensidad por parte de la instalación al sistema eléctrico se efectuará de forma que el punto de funcionamiento de la instalación se localice dentro del área sombreada en la Figura 6.14, antes de transcurridos 150 ms desde el inicio de la falta o desde el instante de despeje de la falta. Para valores de tensión superiores a la tensión mínima admisible en operación normal se aplicará lo establecido en los procedimientos de operación para dicha operación normal.

6.6.3 Requisito de control de tensión

Las instalaciones de producción estarán capacitadas para participar en el control de la tensión del sistema eléctrico según se comenta en [6.21]. La regulación de tensión y potencia reactiva para controlar la tensión en régimen permanente es realizada mediante la absorción/inyección de potencia reactiva pero dentro de unos límites tal y como se observa en la Figura 6.15 en función de la potencia activa producida, siendo la velocidad de respuesta tal que toda respuesta correspondiente deberá haberse completado en 1 min.

Figura 6.14: Área de funcionamiento admisible durante los periodos de falta y de recuperación de tensión, en función de la tensión

en el punto de conexión a red [6.22]



Figura 6.15: Requisitos mínimos de generación/absorción de potencia reactiva Q (en % de la potencia activa neta instalada Pan) en

función de la potencia activa P generada (en % de la potencia activa neta instalada Pan) [6.21]

6.6.4 Control de frecuencia

Este asunto se trataría de una consecuencia del cumplimiento del Procedimiento de Operación 7.1 Servicio complementario de la regulación primaria, obligatorio para todas las unidades de producción y se trata de un servicio que la instalación debe suministrar directamente. Este control podrá activarse y desactivarse en tiempo real a solicitud del operador del sistema en función de la necesidad de participación de esta generación en la regulación potencia-frecuencia.

La instalación debe ser capaz de aumentar/disminuir su potencia activa (∆P) en función de la disminución/aumento de la frecuencia (∆f) cumpliendo con lo indicado en la Figura 6.16.

Cumpliéndose entre otros requisitos que la pendiente (K) deberá ser ajustable al menos entre los valores 15 y 50, siendo Mbase la potencia aparente nominal de la instalación y fbase la frecuencia nominal (50 Hz). Además la instalación tendrá la capacidad de ajustar la banda muerta entre ±10 mHz y ±200 mHz.

Figura 6.16: Incremento unitario de potencia activa en función del desvío unitario de la frecuencia [6.21]



Este control podrá activarse y desactivarse en tiempo real a solicitud del operador del sistema en función de la necesidad de participación de esta generación en la regulación potencia-frecuencia.

6.6.5 Programación y unidad de compromiso

En los sistemas eléctricos de potencia debe existir un equilibrio entre la energía generada y demandada. Este hecho debe ser controlado por el operador de la red, quién debe realizar una planificación del escenario de generación-consumo a tiempo real para que se equilibre el proceso. Comenzando por una previsión de la demanda esperada, se procede a realizar una programación de la generación a través de un mercado diario e intradiario, regulado por un agente que actúa como operador de mercado.

Respecto a la generación undimotriz, el principal problema en este aspecto que plantea este tipo de energía renovable es la gran variabilidad del recurso del que se extrae dicha energía. Estas fluctuaciones hacen que sea complejo establecer una programación horaria de su generación, siendo de hecho un factor restrictivo que puede limitar la planificación de la generación.

Es una cuestión fundamental desarrollar un sistema de predicción del oleaje capaz de estimar el oleaje a corto plazo con la mayor exactitud posible y que ayude a alcanzar una unidad de compromiso y poder entrar en la programación de la generación definidos por los Procedimientos Operacionales que han sido fijados por el operador de la red.

6.7 Interfaz con la red Como se ha visto anteriormente, la calidad de la onda generada se encuentra directamente afectada por los dispositivos empleados para la captación de energía de las olas. Dicha calidad deberá ser manipulada para cumplir los requisitos impuestos por el operador del sistema (que como se ha comentado a lo largo del capítulo, en el caso de España sería mediante los procedimientos de operación de Red Eléctrica Española).

Para poder adaptar la energía producida a estos requerimientos de la red es necesario el uso de una interfaz entre la generación y red. Actualmente se siguen desarrollando dispositivos de captación del oleaje, pues aún no hay una tecnología que sobresalga entre las demás. Esto implica que la tecnología aplicada en estas interfaces de red, como paso posterior a los dispositivos, está siendo aún estudiada y desarrollada. En este aspecto, se debe aprender mucho de la tecnología existente en la energía eólica.

La Figura 6.17 muestra un esquema general de cómo sería un interfaz para una agrupación de dispositivos de generación undimotriz:

Figura 6.17: Esquema general de un interfaz para una agrupación de dispositivos WEC, [6.23]

Un estudio realizado en [6.23] nos muestra tres tecnologías empleadas en estos dispositivos. Estas tecnologías en interfaces serán examinadas a continuación.



• Generador de inducción más Statcom en el punto de conexión

Podemos observar un esquema de este tipo de interfaz en la Figura 6.18. Donde un equipo Statcom es conectado entre la salida del generador y la red en la se va a conectar.

Un Statcom se trata de un dispositivo basado en electrónica de potencia que es capaz de solucionar ciertos problemas de calidad de onda mediante la inyección/absorción de corriente reactiva en el punto de conexión. La configuración de este dispositivo está basada en la de un convertidor electrónico en fuente de tensión.

Figura 6.18: Generador de inducción más Statcom en el punto de conexión [6.23]

Esta interfaz es capaz de compensar las oscilaciones de tensión producidas por un dispositivo de conversión que capta la energía de una fuente intermitente como es el oleaje. Esta tipología ha sido también planteada como solución a la respuesta frente a huecos de tensión exigida en los parques eólicos e incluso como compensador para problemas de emisión de flickers. Este dispositivo además puede incluso aportar la potencia activa necesaria para compensar las posibles fluctuaciones de potencia activa debida a la naturaleza oscilatoria del recurso si se le conecta un equipo considerable de almacenamiento de energía en el bus de continua del dispositivo.

La potencia nominal del equipo Statcom depende de la intensidad y duración de las subidas y bajadas de la tensión que se pretende controlar, como también del generador y los parámetros de la red. A su vez las variaciones de tensión dependerán de la fortaleza de la red y de la impedancia de la línea.

Debido a que un equipo Statcom no ofrece ninguna posibilidad de controlar el par electromagnético de la máquina eléctrica de forma que se optimice la generación, esta interfaz se puede emplear en dispositivos donde ya exista un tipo de control activo y posea un sistema de almacenamiento de energía en pasos intermedios de conversión para la obtención de una onda lo más suavizada posible. De este modo el Statcom solo debe compensar las fluctuaciones residuales que permanecen en la señal generada, por lo que las dimensiones y potencias requeridas son mucho menores.

Un escenario posible para su utilización sería, según lo comentado anteriormente, un sistema cuyo PTO consista en un circuito hidráulico con un control activo integrado y un sistema de almacenamiento de energía como puede ser un acumulador de alta presión. Un esquema posible de este circuito hidráulico se puede observar en la Figura 6.19.



Figura 6.19: Esquema del circuito hidráulico asociado con la interfaz generador de inducción-Statcom, [6.23]

En este dispositivo, la optimización sobre la captación de energía se consigue controlando el volumen existente en el acumulador de alta presión y mediante la conmutación de válvulas. Esta conmutación asegura que cuando el pistón cambia de dirección, se mantenga la alta presión en los tubos situados en la parte superior del acumulador, y de igual modo con los de la parte inferior que deben mantener una baja presión.

Por tanto esta interfaz no realiza ningún tipo de control sobre el dispositivo de captación. Debido a esto, las dimensiones de la interfaz sólo dependen del generador implicado y de las posibles interacciones con la red. Estas interacciones hacen referencias a temas como la calidad de la tensión y potencia entregada a la red, ya que al tener como entrada una ola irregular, esta interfaz deberá ser capaz de corregir las fluctuaciones obtenidas en la señal producida.

En la Figura 6.20 se puede observar los resultados de una simulación del circuito, donde la boya que mueve el pistón es excitada con ondas irregulares. En esta primera simulación, se trata de ver el comportamiento del circuito sin la utilización del Statcom. En los resultados se observa como la tensión no alcanza su valor nominal de diseño y se ve afectado por diversas fluctuaciones en la misma.

Figura 6.20: Resultados de la producción de potencia y la tensión generada con un PTO de circuito hidráulico y sin el aporte de un

Statcom [6.23]



En la Figura 6.21 se muestra los resultados de una simulación en la que se emplea el Statcom y además de utilizan dos volúmenes diferentes en el acumulador, 2 y 4 m3. Dicho resultado muestra que la potencia de entrada que llega al generador de inducción posee muchas fluctuaciones y que son introducidas en la producción del generador. Por otro lado se observa cómo en este caso la tensión se encuentra en un rango aceptable alrededor de la unidad. Para ello el Statcom ha tenido que aportar la corriente reactiva necesaria tal y como se muestra en la parte inferior de la Figura 6.21, quedando registrados los instantes en los que ha tenido que aportar corriente y cómo se ha corregido la fluctuación de tensión correspondiente.

Hay que destacar el hecho de que el Statcom no ofrece control sobre la potencia activa, sin embargo se observa como los resultados de la potencia generada para el volumen de 2 m3 posee unas mayores fluctuaciones que en el caso de 4 m3, con lo que demuestra también que con un mayor volumen en el acumulador se produce una mayor suavización en la producción. Si se hubiera incluido un componente de almacenamiento de energía en link de CC del Statcom, éste podría haber aportado potencia activa para la compensación de las fluctuaciones en la potencia de salida.

Figura 6.21: Resultados de la producción de potencia y la tensión generada con un PTO de circuito hidráulico (con un volumen de 2

y 4 m3 en el acumulador) y con el aporte de del Statcom [6.23]

• Generador de inducción con un convertidor de potencia completo en serie

Esta tecnología consiste en la conexión en serie de dos convertidores de fuentes de tensión, basados en electrónica de potencia, acoplados ambos por el link en CC. Este conjunto es el denominado convertidor completo y se sitúa entre el generador y la red. Podemos observar un esquema de este conjunto en la Figura 6.22.



Figura 6.22: Generador de inducción más un convertidor completo en serie con la red [6.23]

El objetivo de cada convertidor es diferente. El convertidor del lado del generador suministra la corriente magnetizante necesaria para la excitación del generador de inducción y además es capaz de controlar el par electromagnético de la máquina. En cambio, el convertidor del lado de la red tiene un comportamiento similar al del Statcom. Su objetivo es compensar la tensión y controlar el factor de potencia y el flujo de potencia.

Esta interfaz permite por tanto que el generador pueda operar a velocidad variable y también permite controlar el par electromagnético de la máquina, optimizando así la producción de energía. Este control sobre el par electromagnético es una característica importante que ofrece una capacidad de respuesta frente a faltas y caídas de tensión en la red. Además, si en el link de continua se le dota de un dispositivo capaz de almacenar energía eléctrica, el convertidor puede ser empleado para controlar el flujo de potencia cuando ocurran grandes fluctuaciones en la fuente de potencia.

Debido a la constitución de la interfaz, ante un cortocircuito en la red este conjunto no contribuye significativamente a la corriente de falta por lo que los sistemas de protección no podrán detectar tal falta pues solo aportaría varias veces la potencia nominal en un corto periodo. Sin embargo dicha sobrecarga sí podría ser detectable por algún sistema de protección que fuera ubicado entre la interfaz y la red, de tal modo que avisara de tal anomalía.

Otro inconveniente o característica de la interfaz es que al estar en serie con el generador y la red, debe estar dimensionado a una potencia nominal tal que pueda transportar la máxima corriente posible entre ambos elementos. Esto hace que sea más caro que un dispositivo Statcom. Sin embargo, su respuesta ante caídas de tensión es mejor que las posibilidades existentes con un Statcom, debido a la capacidad de control del par electromagnético.

Por la capacidad de control sobre el par electromagnético que posee esta interfaz, un escenario adecuado para su utilización sería un dispositivo con ausencia de control activo integrado. Este caso puede ser el de un dispositivo con un PTO de accionamiento de directo que hace girar un generador de inducción. En la Figura 6.23 podemos observar un esquema del sistema.



Figura 6.23: Esquema de un dispositivo con un PTO de accionamiento directo [6.23]

En este sistema el convertidor puede ser programado para realizar un control activo sobre el par electromagnético regulando las corrientes que pasan por la máquina de generación. De esta forma se actúa frenando en cierta medida el generador para que el dispositivo entre en fase con la ola, optimizando así la captación de energía. En la Figura 6.24 se muestra una simulación realizada empleando el sistema de la Figura 6.23 y el interfaz actualmente comentado, utilizando como entrada una ola senoidal de H=2 m y T=10 s. En este caso no se ha empleado ningún control sobre el par de la máquina.

Sin ningún control sobre el par, se obtiene una potencia pico de 31 kW mientras que la potencia media es de 15.5 kW. De modo que el ratio potencia pico/potencia media alcanzado es de 2.

Figura 6.24: Potencia extraída sin control sobre el par electromagnético empleando un convertidor completo [6.23]

Por otro lado, en la figura se muestra una simulación del mismo sistema con las mismas condiciones pero empleando un control sobre el par electromagnético de la máquina por parte del convertidor. En este caso, la potencia media obtenida es de 103,29 kW



alcanzando una potencia pico de 460,95 kW. Así, el ratio potencia pico/potencia media alcanzado es de 5,1.

Los resultados muestran la optimización en la generación de energía utilizando un control activo sobre el par electromagnético. Sin embargo, tal mejora indica la necesidad de un generador y un convertidor completo de dimensiones mayores para poder albergar el paso de dicha energía por ellos.

Figura 6.25: Potencia extraída con control sobre el par electromagnético empleando un convertidor completo [6.23]

Un hecho importante a destacar es que con respecto a la interacción con la red y la calidad de onda, con esta interfaz este hecho es un factor menos crítico que con la anterior. Esto se debe a que con este convertidor la red y el generador se encuentran completamente desacoplados mediante un link en CC.

Otra cuestión importante es el hecho de que para ambos casos, con control o sin control sobre el par, el circuito se encuentra sometido a ciclos repetitivos en los que debe circular por ellos una corriente que es 2 o incluso 5 veces la corriente media. Esto hace que deban estar sobredimensionados y por tanto es un coste que se debe asumir. Sería importante buscar soluciones intermedias, como introducir un freno mecánico que ayuda al control sobre el par electromagnético, esto reduce las dimensiones de los componentes que forman el conjunto generador.

• Generador de inducción doblemente alimentado

En este tercer caso, la tecnología empleada consiste en un convertidor back-to-back similar al del caso anterior, sin embargo el convertidor de potencia se encuentra en paralelo con la red y, por el contrario, en serie con el devanado rotórico de la máquina de inducción. Este conjunto formado por el generador de inducción y por el convertidor eléctrico de potencia se puede observar en la Figura 6.26.



Figura 6.26: Generador de inducción doblemente alimentado, con el rotor en serie con el convertidor [6.23]

La principal ventaja que se obtiene aplicando esta interfaz es el hecho de que el convertidor electrónico de potencia que se requiere es de una potencia nominal bastante menor que si fuese un convertidor completo en serie, específicamente sería de un 20 o 30 % de la potencia que entrega el generador a la red.

Esta topología permite también un rango de variación en la velocidad de rotación del generador, pero se trata de un intervalo reducido con respecto al que se alcanza con un convertidor completo en serie. Dicho intervalo hace que esta tecnología sea adecuada en escenarios en los que el dispositivo no genere grandes fluctuaciones en la potencia de entrada al generador. Este hecho implica que no sea el interfaz más apto para PTOs de accionamiento directo y si para PTOs de circuitos hidráulicos donde la variación en la velocidad del rotor del generador no sea cuantiosa debido a que intervienen los acumuladores que consiguen suavizar las fluctuaciones existentes en la potencia de entrada al generador.

Respecto al funcionamiento de esta interfaz, el lado de la red se comporta igual que un Statcom mientras que el lado del rotor es capaz de controlar la corriente magnetizante y por tanto el par electromagnético generado.

Este tipo de interfaz ha sido muy introducido en parques eólicos, entre otras cosas por su capacidad de respuesta frente a huecos de tensión aunque en un margen menor que la posible con un convertidor completo pero, en cambio, mayor que con la utilización de un Statcom. Esto se debe gracias a la capacidad de control en el par electromagnético.

Por tanto este tipo de interfaz ofrece una alta fiabilidad, buena flexibilidad y un bajo coste con respecto a otros.

6.8 Referencias [6.1] Khan J., et al. (2008) “Ocean Wave and Tidal Current Conversion Technologies and their Interaction with Electrical Networks”. IEEE.

[6.2] The European Marine Energy Centre Ltd. (2009) “Guideline for Grid Connection of Marine Energy Conversion Systems”. Marine Renewable Energy Guides. ISBN 978-0-580-65030-7.

[6.3] Norma UNE-EN 50160 (2011). “Características de la Tensión suministrada por las Redes Generales de Distribución”.

[6.4] Norma UNE-EN 61000-4-30 (2009). “Compatibilidad Electromagnética (CEM). Parte 4-30: Técnicas de Ensayo y de Medida. Métodos de Medida de la Calidad de Suministro”.



[6.5] Norma UNE-IEC/TR 61000-3-6 IN (2006). “Compatibilidad Electromagnética (CEM). Parte 3: Límites. Sección 6: Evaluación de los Límites de Emisión para las Cargas Perturbadoras conectadas a las Redes de Media y Alta Tensión”.

[6.6] IEA-OES (2009). “Potential Opportunities and Differences Associated with Integration of Ocean Wave and Marine Current Energy Plants in Comparison to Wind Energy”.

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[6.8] Utility Market Initiative. “Task 4.2: Integrated Systems Analysis”. Oregon Wave Energy Trust. Diciembre, 2009

[6.9] Utility Market Initiative. “Task 4.4: Scheduling Requirement and Challenges”. Oregon Wave Energy Trust. Diciembre, 2009

[6.10] Utility Market Initiative. “Task 4.5.1: Technical and Operational Barriers”. Oregon Wave Energy Trust. Diciembre, 2009

[6.11] EquiMar, Deliverable D5.6 Assessment, reporting and remediation of risk associated with marine energy. February, 2009

[6.12] Procedimiento de Operación (1998). “P.O. 1.1 Criterios de Funcionamiento y Seguridad para la Operación del Sistema Eléctrico“. REE.

[6.13] Procedimiento de Operación (1998). “P.O. 1.2 Establecimiento de los Niveles Admisibles de Carga en la Red Gestionada por el Operador del Sistema“. REE.

[6.14] Procedimiento de Operación (1998). “P.O. 1.3 Establecimiento de las Tensiones Admisibles en los Nudos de la Red Gestionada por el Operador del Sistema“. REE.

[6.15] Procedimiento de Operación (1998). “P.O. 1.4 Condiciones de Entrega de la Energía en los Puntos Frontera de la Red Gestionada por el Operador del Sistema“. REE.

[6.16] Procedimiento de Operación (2006). “P.O. 1.5 Establecimiento de la Reserva para la Regulación Frecuencia/potencia“. REE.

[6.17] Procedimiento de Operación (2009). “P.O. 1.6 Establecimiento de los Planes de Seguridad para la Operación del Sistema “. REE.

[6.18] Procedimiento de Operación (2009). “P.O. 3.1 Programación de la Generación“. REE.

[6.19] Procedimiento de Operación (2009). “P.O. 3.7 Programación de la Generación de Origen Renovable“. REE

[6.20] Procedimiento de Operación (2005). “P.O. 12.2 Instalaciones Conectadas a la Red de Transporte: Requisitos Mínimos de Diseño, Equipamiento, Funcionamiento y Seguridad y Puesta en Servicio“. REE

[6.21] Documento de Trabajo sobre Requisitos Técnicos de las instalaciones Eólicas y Fotovoltaicas (2009). REE

[6.22] Procedimiento de Operación (2006). “P.O. 12.3. Requisitos de Respuesta frente a Huecos de Tensión de las Instalaciones Eólicas”. REE

[6.23] Molinas M., et al. (2007). “Power Electronics as Grid Interface for Actively Controlled Wave Energy Converters”. IEEE

[6.24] Molinas M., et al. (2007) “Grid Interconnection of Offshore Renewables Enabled by Power Electronics”. 1st International PhD Symposium in Offshore Renewable Energy



[6.25] IEA-OES (2009). “Key Features and Identification of Needed Improvements to Exiting Interconnection Guideline for Facilitating Integration of Ocean Energy Projects”

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