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Control de la potencia reactiva en un parque eólico de 17 MW Daniel Agudo Ponce

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CONTROL DE LA POTENCIA REACTIVA

EN UN PARQUE EÓLICO DE 17 MW

PARA LA MEJORA DE SU

EXPLOTACIÓN TÉCNICA Y

ECONÓMICA

Autor: Daniel Agudo Ponce

Fecha: Septiembre 2010

Tutores: Manuel Burgos Payán, Jesús Manuel Riquelme Santos

Departamento de Ingeniería eléctrica

Universidad de Sevilla


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Memoria Descriptiva

Índice

1. Introducción.…………………………………………………….……….página 3 2. Descripción del parque…………………………………………………..página 5

2.1. Aerogeneradores………………………………………………..página 5 2.2. Circuito de distribución interna en 20 kV…………………...….página 7 2.3. Circuito de interconexión de 132 kV……………………...……página 8 2.4. Subestación de transformación………………………………....página 9

3. Introducción a los ensayos……………………………………………….página 9 4. Ensayo 1. Caso Base……………………………………………………página 11 5. Ensayo 2. Instalación de condensadores……………………………..…página 17 6. Ensayo 3. Maximización de Bonificaciones………………………...….página 22 7. Ensayo 4. Estudio de un fallo alejado en una línea externa…………….página 30 8. Ensayo 5. Estudio de un fallo en un Aerogenerador……………………página 44 9. Ensayo 6. Estudio de la conexión y desconexión de condensadores…...página 57 10. Ensayo 7. Comparación entre generadores de inducción y generadores

síncronos………………………………………………………………..página 65 11. Lista de figuras y tablas………………………………………………...página 69

11.1. Tablas……………………………………………………...…página 69 11.2. Figuras…………………………………………………….…página 71

12. Bibliografía……………………………………………………………..página 74


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1. Introducción

Toda instalación eléctrica, como puede ser la red de distribución interna de un parque eólico, tiene una serie de pérdidas debidas principalmente a las imperfecciones de los conductores que conectan los diferentes elementos de los que se compone. Estas pérdidas pueden ser pérdidas de potencia activa, debido a la resistencia de los conductores o bien pérdidas o producción de potencia reactiva, debida a la reactancia serie y capacidad paralelo de estos. Si lo que se quiere es obtener los máximos ingresos de una instalación en concreto, estas pérdidas no solo serán energéticas, sino que también van a ser económicas. El primer objetivo del proyecto va a ser conseguir reducir estas pérdidas en un parque eólico, ya existente, de 17 MW conectado a la red de 132 kV.

Por otra parte, el Real Decreto 661/2007 del 25 de Mayo de 2007, fija las bonificaciones por generación o consumo de potencia reactiva para las instalaciones basadas en fuentes renovables, según el periodo horario (punta, llano y valle), como se indica en la Tabla 1.

Tabla 1. Bonificaciones según factor de potencia

Tipo de factor de potencia Factor de potencia Bonificación %

Punta y Llano

Valle

Inductivo

FP < 0.95 -4 8 0.96 > FP > 0.95 -3 6 0.97 > FP > 0.96 -2 4 0.98 > FP > 0.97 -1 2

1 > FP > 0.98 0 0 1.00 0 0

Capacitivo

1 > FP > 0.98 0 0 0.98 > FP > 0.97 2 -1 0.97 > FP > 0.96 4 -2 0.96 > FP > 0.95 6 -3

FP < 0.95 8 -4 La norma regula el factor de potencia en el punto de conexión a la red. A la hora de llevar a la práctica esas consignas, una primera posibilidad consiste en establecer la misma consigna a todas las máquinas que integran el parque eólico. Con esta estrategia para ajustar el valor del factor en el punto de conexión será preciso disponer algún elemento de ajuste, ya que en la propia instalación se producirá un cierto consumo o generación de potencia reactiva. Una forma sencilla de lograrlo sería, por ejemplo, utilizar uno de los generadores para este ajuste. No obstante, es fácil ver que existen infinitas combinaciones de consignas de los generadores que permiten garantizar el factor de potencia en el nudo de conexión y acceder así a las bonificaciones. Cada una de las soluciones dará lugar a una cierta cantidad de pérdidas en la instalación interior del parque. De todas ellas interesará utilizar la que garantizando el factor de potencia, minimice las pérdidas. Más precisamente, la que maximice los ingresos totales por venta de energía (menos pérdidas) más bonificación (bonificación por factor de potencia en el nudo).


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Para llegar al caso que maximice los ingresos por venta de energía, se hará un estudio para ver qué cantidad de potencia reactiva se debe introducir en cada uno de los aerogeneradores del parque hasta conseguir minimizar las pérdidas del sistema, pero teniendo siempre en cuenta las bonificaciones por factor de potencia en el nudo que conecta con la red. El control de la potencia reactiva introducida por los aerogeneradores se hará mediante la regulación del factor de potencia de estos, es decir, dependiendo del factor de potencia que se tenga en cada máquina, la potencia reactiva a introducir variará.

Una vez que se llegue al factor de potencia óptimo en cada uno de los aerogeneradores, se reducirán las pérdidas del sistema, consiguiéndose mayores ingresos por venta de energía debido a que lo que se reduzca en perdidas pasará a incrementar la cantidad de potencia activa que se cederá a la red.

Cuando se ha llegado al límite de regulación de los aerogeneradores, lo único que puede hacerse es introducir condensadores en el sistema. El objetivo que se persigue con la instalación de estos bancos de condensadores sigue siendo el mismo que antes. El condensador cede potencia reactiva al sistema, consiguiéndose de esta forma una reducción de pérdidas. Por tanto, se realizarán diversos ensayos en los que la instalación de condensadores será el principal objeto de estudio.

Por tanto, el primer objetivo del proyecto será conseguir unos mayores ingresos mediante la reducción de pérdidas en el sistema y mediante la corrección del factor de potencia para obtener bonificaciones y no penalizaciones. Esto se hará mediante el control del factor de potencia individual de los aerogeneradores y, en su caso, mediante la instalación de condensadores.

En una segunda parte del proyecto se realiza un estudio de la intensidad inyectada por los aerogeneradores cuando se produce en el sistema diversas incidencias o maniobras, como pueden ser un fallo en un aerogenerador, un fallo en una línea alejada del sistema (hueco de tensión en el punto de acoplamiento) y la conexión o desconexión de un condensador. Se estudiará qué aerogeneradores dan mayor o menor problema al sistema, y se verá cómo afectan diferentes variables de estudio como pueden ser la tensión del nudo que conecta con la red, la velocidad del viento y el tipo de fallo, entre otros.

Para finalizar, en la tercera parte del proyecto, se hace una comparación de cómo evolucionaría el sistema ante los distintos fallos estudiados con anterioridad si en vez de instalar generadores de inducción en los aerogeneradores, se hubiesen utilizado generadores síncronos.

Para realizar todos los ensayos se ha utilizado el programa Digsilent de Power Factory, que es un programa especialmente útil, no solo para la realización de los flujos de carga, que se necesitará para el estudio de reducción de pérdidas, sino principalmente porque permite estudiar la evolución que sufren distintas variables como pueden ser la tensión o la intensidad que recorre el sistema mediante la representación gráfica de transitorios.


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A continuación se hará un pequeño resumen de los diferentes elementos de los que constará el parque eólico en el que se va a centrar el estudio.

2. Descripción del parque El parque eólico a partir del cual se va a centrar el proyecto es real y está situado en la provincia de Ávila. Los elementos principales del parque van a ser los aerogeneradores que se detallan a continuación.

2.1. Aerogeneradores

El parque eólico va a estar formado por 20 aerogeneradores Gamesa G-52, de 850 kW de Potencia nominal y 55 m de altura del buje.

Todos los aerogeneradores tendrán incorporados transformadores individuales para cada generador 0,69 kV/20 kV en el interior de cada torre.

Todos estarán conectados de la forma que se expone en el plano llamado “Esquema de interconexión” y a la subestación transformadora de 20 kV/132 kV y cuyo transformador va a ser de 50 MVA.

Las características de los aerogeneradores instalados son las siguientes:

o Potencia: 850 kW o Diámetro del rotor: 52 m o Número de palas: 3 o Longitud palas: 25,3 m o Peso de las palas: 1500 kg o Material palas: fibra de vidrio preimpregnada de resina Epoxy o Velocidades de viento: arranque 4 m/s, corte 25 m/s o Altura de las torres: 45/55/65 m o Motores: 2 motores de orientación o Sistema de control: convertidores IGBT’s y control electrónico PWM o Sentido de giro: agujas del reloj (vista frontal) o Peso (incl. Buje): aprox. 10 T o Peso (incl. Buje y Góndola): aprox. 33 T o Generador:

Generador de inducción Tensión estatórica: 690 V Frecuencia: 50 Hz Clase de protección: IP 54 Número de polos: 4 Velocidad de giro: 1000-1950 rpm


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Factor de potencia: 0,95 CAP - 0,95 IND en todo el rango de potencias

Las figuras 1 y 2 muestran, respectivamente, un modelo del aerogenerador explicado, detallando todas sus partes principales, y la curva de potencia que se utilizará para el control de potencia activa de dichos aparatos.

Figura 1. Partes constituyentes de un aerogenerador tipo

Figura 2. Curva de potencia del aerogenerador Gamesa G-52 de 850 kW

Estas figuras han sido obtenidas de un catálogo especializado de aerogeneradores de la empresa Gamesa S.A.

Los aerogeneradores se conectarán entre sí mediante un grupo de conductores a 20 kV que se detallan a continuación.


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2.2. Circuito de distribución interno en 20 kV

Los aerogeneradores del parque eólico están divididos en dos circuitos, cada uno de ellos conectado con la subestación

-Circuito 1: Enlazando los aerogeneradores 1 al 10.

-Circuito 2: Enlazando los aerogeneradores 11 al 20.

En la Tabla 2 se muestran las características de cada uno de estos circuitos.

Tabla 2. Distribución eléctrica del parque eólico en MT

Circuito Aerogeneradores Unidades Potencia Intensidad nominal 1 1 a 10 10 8500 kW 245,4 A 2 11a 20 10 8500 kW 245,4 A

Las características de los conductores van a ser:

o Designación: RHZ1-OL 12/20 KV Al o Aluminio o Bajo tubo de polietileno o Terna de conductores unipolares o Normas: UNE 21123, CEI 60502, RU 3305 o Secciones nominales: 300/150 mm2

Para poder ver de forma clara la distribución del parque eólico con la correcta conexión de los aerogeneradores puede consultarse el plano llamado “Esquema de interconexión”.

Las longitudes de los conductores, además de las secciones de cada uno de los tramos, son las especificadas en la Tabla 3.

Tabla 3. Secciones y longitudes de los conductores a 20 kV

Nudo origen Nudo destino Sección (mm2) Longitud (m) 1 2 150 314 2 3 150 314 3 4 150 149 4 5 150 149 5 6 150 162 6 7 300 149,4 7 8 300 193,5 8 9 300 145,6 9 10 300 142,6 10 Subestación 300 2404,1


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11 12 150 163,2 12 13 150 148,8 13 14 150 488,2 14 15 150 164,8 15 16 150 247,8 16 17 150 161,2 15 18 300 839,3 18 19 300 150,6 19 20 150 326,3 19 Subestación 300 133

Dependiendo de la sección que tenga cada uno de los conductores, éstos tendrán las características mostradas en la Tabla 4.

Tabla 4. Características de los conductores a 20 kV

Sección (mm2) R (Ω/km) a 20º C X (Ω/km) C (µF/km) 150 0,206 0,117 0,253 300 0,100 0,105 0,289

A parte de la conexión interna del parque, existe también una conexión con la red externa. Esta conexión se hará a 132 kV y se explica a continuación.

2.3. Circuito de interconexión de 132 kV Consistirá únicamente en un cable de evacuación del parque eólico mediante el cual se conectará con la red de 132 kV. Para ello, se tendrá una línea aérea de evacuación de energía con un conductor de las siguientes características: o Designación: 242-AL1/39-ST1A (LA-280 Hawk) o Conductor: Aluminio Las principales características técnicas de estos conductores están indicadas en la Tabla 5.

Tabla 5. Características del conductor a 132 kV

R (Ω/km) X (Ω/km) C (µF/km) Longitud (km) 0,07391 0,449068 0,0116987 5

El parque eólico necesita de una subestación de transformación para pasar de 20 kV, tensión a la que se encuentran los aerogeneradores, a 132 kV, tensión a la que está la


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red a la que se desea evacuar la energía producida. Las características de esta subestación se muestran a continuación.

2.4. Subestación de transformación

Para la salida del parque eólico se tiene una estación transformadora 20 kV/132 kV, de tipo convencional, a la intemperie, con una potencia de 50 MVA y una posición de línea de tierra a 132 kV.

Una vez descrito los diferentes elementos con los que cuenta el parque, se va a realizar una introducción de los diferentes ensayos que se van a estudiar.

3. Introducción a los ensayos

Como ya se ha explicado en la introducción del proyecto, el estudio se va a dividir en tres partes fundamentales.

La primera parte englobará a los Ensayos 1, 2 y 3, siendo el objetivo principal de éstos la reducción de pérdidas en el sistema para conseguir los máximos ingresos.

En el Ensayo 1 se estudiará el Caso Base. Se pretende regular el factor de potencia de los aerogeneradores hasta alcanzar un óptimo que minimice las pérdidas.

Una vez que se haya alcanzado este óptimo, para ganar algo más de ingresos extra se estudiará en el Ensayo 2 la instalación de condensadores, con el mismo objetivo que en el Ensayo 1, es decir, reducir las pérdidas del sistema.

Para el cálculo de los ingresos, hay que tener en cuenta en ambos ensayos las penalizaciones o bonificaciones por factor de potencia. Esto dependerá de las horas del día, es decir, horas Punta, Llano y Valle. Si se logra controlar de forma independiente los aerogeneradores y la conexión de condensadores en horas Punta, Llano y Valle, se podría conseguir una maximización de estas bonificaciones. Este va a ser el objetivo del Ensayo 3.

La segunda parte del proyecto englobará a los Ensayos 4, 5 y 6, y cuyo objetivo va a ser estudiar la evolución que sufre la intensidad inyectada por cada uno de los aerogeneradores cuando se producen distintos fallos que se explicarán a continuación.

En el Ensayo 4 se verá cómo evoluciona la intensidad inyectada cuando se produce un fallo alejado en una línea externa al parque eólico.


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En el Ensayo 5 la incidencia será un fallo en un aerogenerador en concreto, estudiando de nuevo la evolución de la intensidad inyectada y centrándose principalmente en el transitorio.

Por último, en el Ensayo 6 se verá cómo evoluciona la susodicha intensidad cuando se conectan o desconectan condensadores a diferentes nudos del sistema.

La tercera y última parte del proyecto es únicamente el Ensayo 7, en el cual se va a estudiar cómo se comporta el sistema, principalmente la intensidad inyectada por los aerogeneradores, cuando se utilizan generadores de inducción o generadores síncronos. Es decir, el objetivo será hacer una comparación entre ambas máquinas.

A continuación se comienzan a describir cada uno de estos ensayos con detalle.


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4. Ensayo 1. Caso Base Lo primero que se hará será realizar diferentes ensayos partiendo de que lo que se quiere es sacar la máxima cantidad de potencia activa cedida a red, es decir, minimizar las pérdidas del sistema. Se va a realizar un control sobre el factor de potencia de los aerogeneradores hasta lograr alcanzar el óptimo que consiga minimizar las pérdidas del parque. Para ello, se hará un barrido a través de diferentes casos. Se pretende encontrar el factor de potencia óptimo para diferentes velocidades de viento y diferentes tensiones del nudo de conexión con la red. Se van a realizar ensayos para diferentes velocidades de viento haciendo uso de la curva de potencia del aerogenerador Gamesa G-52, que puede apreciarse en la Figura 2. Estas velocidades que se han simulado se pueden ver en la Tabla 6.

Tabla 6. Velocidades de viento simuladas en el Ensayo 1

Velocidad del viento (m/s) Potencia generada (MW) 4 0,0279 7 0,203 11 0,6846

16-25 0,85 Además, se simularán cinco casos diferentes, dependiendo de la tensión a la que se pueda encontrar el nudo que conecta la línea de evacuación del parque con la red a 132 kV. Estas tensiones simuladas se pueden ver en la Tabla 7.

Tabla 7. Tensiones del nudo que conecta con la red simuladas en el Ensayo 1

Tensión de la red (p.u.) 0,90 0,95 1,00 1,05 1,10

Todos los cálculos y ensayos realizados se muestran con detalle en el Anexo 1. A partir de estos, se va a poder obtener el caso óptimo, es decir, el caso que minimiza las pérdidas del sistema. Para expresarlo se tienen las Tablas 8, 9A y 9B. En la Tabla 8 se muestra para cada tensión del nudo que conecta con la red (U) y para cada velocidad del viento simulada (V) la potencia activa óptima que es capaz de generar el parque y cederla a la red (Pred), así como la potencia reactiva (Qred), el factor de potencia del nudo que conecta con la red (F.P.red), y las tensiones máximas (Umax) y mínimas (Umin) que se dan en el sistema. Por otra parte, las Tablas 9A y 9B muestra el factor de potencia óptimo que debe tener cada uno de los generadores del parque para conseguir dicho óptimo.


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Tabla 8. Resultados óptimos del Ensayo 1

U (p.u.)

V (m/s)

Pred

(MW) Qred

(MVar) F.P.red Umax (p.u.)

Umin (p.u.)

0.90

4 -0.5578 -0.2856 -0.8900 0.9003 0.9000 7 -4.0547 -0.3080 -0.9971 0.9021 0.9002 11 -13.6329 0.1114 -0.9999 0.9065 0.9003 16 -16.9091 0.4167 -0.9996 0.9078 0.9002

0.95

4 -0.5579 -0.3241 -0.8646 0.9503 0.9500 7 -4.0553 -0.3429 -0.9964 0.9520 0.9502 11 -13.6389 0.0018 -0.9999 0.9562 0.9503 16 -16.9183 0.2760 -0.9998 0.9575 0.9503

1.00

4 -0.5579 -0.3751 -0.8294 1.0003 1.0000 7 -4.0557 -0.3860 -0.9955 1.0019 1.0002 11 -13.6440 -0.1020 -0.9999 1.0060 1.0004 16 -16.9262 0.1455 -0.9999 1.0072 1.0003

1.05

4 -0.5579 -0.4331 -0.7898 1.0503 1.0500 7 -4.0561 -0.4472 -0.9939 1.0519 1.0502 11 -13.6485 -0.2019 -0.9998 1.0558 1.0504 16 -16.9330 0.0227 -0.9999 1.0570 1.0504

1.10

4 -0.5579 -0.4934 -0.7490 1.1003 1.1001 7 -4.0564 -0.4817 -0.9930 1.1018 1.1002 11 -13.6523 -0.2990 -0.9997 1.1055 1.1004 16 -16.9389 -0.0942 -0.9999 1.1067 1.1004

Tabla 9A. Factor de potencia óptimo para los aerogeneradores 1 a 10. Ensayo 1

AEROGENERADORES U

(p.u.) V

(m/s) 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

0.90

4 0.96 0.96 0.96 0.96 0.96 0.96 0.96 0.96 0.96 0.96 7 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 11 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 16 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

0.95

4 0.96 0.96 0.96 0.95 0.95 0.95 0.95 0.95 0.95 0.95 7 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 11 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 16 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

1.00

4 0.95 0.95 0.95 0.95 0.95 0.95 0.95 0.95 0.95 0.95 7 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 11 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 16 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

1.05

4 0.95 0.95 0.95 0.95 0.95 0.95 0.95 0.95 0.95 0.95 7 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 11 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 16 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

1.10

4 0.95 0.95 0.95 0.95 0.95 0.95 0.95 0.95 0.95 0.95 7 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 11 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 16 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1


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Tabla 9B. Factor de potencia óptimo para los aerogeneradores 11 a 20. Ensayo 1

AEROGENERADORES U

(p.u) V

(m/s) 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

0.90

4 0.96 0.96 0.96 0.96 0.95 0.96 0.96 0.95 0.95 0.95 7 1 1 1 1 1 1 1 0.99 0.95 1 11 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 16 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

0.95

4 0.95 0.95 0.95 0.95 0.95 0.95 0.95 0.95 0.95 0.95 7 1 1 1 1 1 1 1 0.97 0.95 1 11 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 16 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

1.00

4 0.95 0.95 0.95 0.95 0.95 0.95 0.95 0.95 0.95 0.95 7 1 1 1 1 1 1 1 0.95 0.95 1 11 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 16 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

1.05

4 0.95 0.95 0.95 0.95 0.95 0.95 0.95 0.95 0.95 0.95 7 1 1 1 1 1 1 1 0.95 0.95 1 11 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 16 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

1.10

4 0.95 0.95 0.95 0.95 0.95 0.95 0.95 0.95 0.95 0.95 7 1 1 1 1 1 1 1 0.95 0.95 0.99 11 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 16 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

Nota: Todos los factores de potencia de las Tablas 9A y 9B son CAPACITIVOS.

U -> Tensión de la red en p.u.

V -> Velocidad del viento (desde 16 m/s y hasta 25 m/s se ha alcanzado la máxima potencia del aerogenerador, 850 kW)

Pred -> Potencia activa que da la red (Al ser negativa, estaremos cediendo activa) en MW

Qred -> Potencia reactiva que da la red (Al ser negativa, estaremos cediendo reactiva) en MVar

F.P.red -> Factor de potencia en el punto de conexión del parque con la red (Al ser negativo, es un factor de potencia capacitivo).

Umax -> Tensión máxima dentro del parque en p.u. (Se da siempre en el nudo más alejado de la red, es decir, en el nudo 1)

Umin -> Tensión mínima dentro del parque en p.u. (Se da siempre en el nudo más cercano a la red, es decir, en el nudo20)

En la Tabla 8, se puede ver que a medida que se va aumentando la tensión de la red, podemos conseguir mayor potencia activa, pero a costa de reducir el factor de potencia de la red. Se puede apreciar esto en la columna 3 de dicha tabla, donde para una tensión de la red de 0.90 p.u. y 16 m/s de velocidad del viento, se tiene una potencia activa


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cedida a red de 16,909 MW, mientras que para la misma velocidad del viento y una tensión de 1.00 p.u. la potencia activa cedida a red aumenta hasta 16,926 MW. Esto es debido a que la tensión está fuertemente relacionada con la potencia reactiva. A medida que se aumenta la tensión, como se ha dicho, se está inyectando más potencia reactiva a la red, es decir, estamos cediendo reactiva de nuestro sistema, produciéndose una reducción de pérdidas y consiguiéndose más cantidad de potencia activa cedida a red. Para velocidades de viento bajas, la regulación de los aerogeneradores es mucho mayor. Sin embargo, para velocidades altas, solo se modificarán los aerogeneradores más cercanos a la red y en ocasiones ninguno de ellos. Regular el factor de potencia de los que están más alejados de la red tiene una influencia excesiva, y por tanto, perjudicial para el sistema. Lo que se ha hecho es ir modificando poco a poco el factor de potencia de los generadores más cercanos a la subestación hasta llegar al punto óptimo. No se ha dado en ningún caso problemas de subtensiones ni sobretensiones en el interior del parque. Esto puede apreciarse en las dos últimas columnas de la Tabla 8. Las máximas tensiones se dan siempre en el nudo más alejado de la red, y las mínimas, en el más cercano. Esto es debido a que se necesita mayor tensión en los nudos más alejados al haber más impedancia entre estos y la red debido a que hay mayor longitud de líneas. El gran problema de todos estos casos es que el factor de potencia es casi siempre cercano a 1. Esto es beneficioso en determinadas horas del día, pero perjudicial en otras (se explicará más adelante las horas punta y valle). Los factores de potencia de los aerogeneradores en este primer ensayo van a ser siempre capacitivos. Con esto, lo que se hace es inyectar potencia reactiva del sistema mediante los aerogeneradores, siendo esto beneficioso para el parque reduciéndose en gran medida las pérdidas. Estas pérdidas van a depender fuertemente de la generación, por lo que van a variar dependiendo de la potencia activa y reactiva que se introduzcan en los aerogeneradores. Por último, se puede ver cómo a medida que aumenta la velocidad del viento, las tensiones del sistema también se van a incrementar. Se puede ver esto en la columna 6 de la Tabla 8, donde para una tensión de red de 1,00 p.u. y una velocidad del viento de 4 m/s se tiene una tensión máxima dentro del parque de 0,96 p.u. mientras que para la misma tensión de la red y una velocidad del viento de 16 m/s se tiene una tensión máxima de 1,01 p.u. Lo que se hará a continuación será un estudio económico para saber si este método, a pesar de las penalizaciones que reportará el factor de potencia que se tenga en el nudo que conecta con la red es factible, o por el contrario, se tendrá que realizar algún tipo de modificación al sistema para solventar este problema. Para ello, lo que se ha hecho es estudiar las curvas de viento durante el periodo de casi un año. Este periodo va desde el 7 de Enero de 2004 al 15 de Diciembre de este mismo año.


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Se toman datos de la velocidad del viento cada 10 minutos. Se supondrá que el viento permanece constante durante ese breve periodo de tiempo. Se ha considerado que el precio de la energía es la estipulada por el BOE del 26 de Mayo del 2007. Este valor es de 0,078441 €/kWh. De esta forma, se tendrá la fracción de ingresos por venta de energía durante el año. Por otra parte, se va a tener en cuenta las penalizaciones o bonificaciones establecidas en función del factor de potencia en cada caso, dependiendo a su vez, de la hora del día, ya sean horas Punta, Llano o Valle. Esto se muestra en la Tabla 10, tabla de discriminación horaria, obtenida en el Real Decreto 661/2007 del 25 de Mayo de 2007:

Tabla 10. Discriminación horaria según estación

Invierno (de 25 de Octubre a las 3:00 a 29 de Marzo a las 2:00)

Verano (de 29 de Marzo a las 2:00 a el 25 de Octubre a las 3:00)

Punta y llano Valle Punta y llano Valle 11h – 21 h 21h – 24 h y 0h – 11 h 12h – 22 h 22h – 24 h y 0h – 12 h

Las penalizaciones que se van a aplicar, vienen en el Anexo V del Real Decreto anteriormente nombrado, y son las que se pueden ver en la Tabla 11.



Punta y Llano

Valle

Inductivo

FP < 0.95 -4 8 0.96 > FP > 0.95 -3 6 0.97 > FP > 0.96 -2 4 0.98 > FP > 0.97 -1 2

1 > FP > 0.98 0 0 1.00 0 0

Capacitivo

1 > FP > 0.98 0 0 0.98 > FP > 0.97 2 -1 0.97 > FP > 0.96 4 -2 0.96 > FP > 0.95 6 -3

FP < 0.95 8 -4

La hoja de cálculo con todos los detalles de este estudio se encuentra en el Anexo 4. Se han podido obtener, teniendo en cuenta la cantidad de potencia activa cedida a red en cada caso (Tabla 8), y las penalizaciones y bonificaciones mostradas en la Tabla 11, los ingresos que se van a obtener por venta de energía, recogidos en la Tabla 12 para cada tensión de la red (Ured):


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Tabla 12. Ingresos por venta de energía del Ensayo 1

Ured (p.u.) Ingresos sin bonificación (€) Bonificación (€) Ingresos finales (€) 0.90 652.202,6783 4.086,223103 656.288,9014 0.95 652.054,5677 4.086,296287 656.140,864 1.00 652.238,8445 4.086,357960 656.325,2025 1.05 652.397,5473 4.086,409525 656.483,9568 1.10 652.535,1879 4.086,452577 656.621,6404

Como se puede ver en la columna 3 de la Tabla 12, se consigue una buena bonificación, sea cual sea la tensión de la red. Por otra parte, se ha podido comprobar que solo hay penalizaciones en las horas Valle (véase Anexo 4), por lo que se podría aumentar el beneficio mediante el control de los aerogeneradores haciendo distinciones entre horas punta y horas valle. Esto será objeto de estudio en ensayos posteriores, en particular del Ensayo 3. Por otra parte, lo que se ha hecho en este ensayo es obtener los factores de potencia óptimos de los aerogeneradores para conseguir reducir las pérdidas al máximo. A partir de aquí, el control de los aerogeneradores ha llegado a su límite, por lo que se tendrá que plantear otra solución para conseguir reducir las pérdidas del sistema aún más. Esto es lo que se pretende en el Ensayo 2, cuya solución propuesta será la instalación de condensadores, que producirán parte de la potencia reactiva del sistema consiguiéndose así una reducción considerable de pérdidas.


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5. Ensayo 2. Instalación de condensadores

Como puede verse en las Tablas 9A y 9B, para velocidades de viento altas, la regulación del factor de potencia de los aerogeneradores no consigue reducir las pérdidas del sistema, sino que las aumentan.

Lo que se pretende en este ensayo es estudiar con detalle estos casos utilizando la conexión de determinados condensadores para conseguir reducir las pérdidas del sistema y conseguir así unos mayores ingresos por la venta de la energía.

La función de estos condensadores va a ser producir parte de la potencia reactiva del sistema, consiguiéndose de esta forma una reducción de pérdidas.

Lo que se hará en principio será realizar ensayos para un condensador cualquiera instalado en diferentes nudos del sistema, además de ver si es mejor instalar solo un condensador o varios. De esta forma, se sabrá cuál es la mejor posición donde se debe colocar el condensador o condensadores, para luego estudiar cada caso en particular.

Todos los ensayos realizados y resultados obtenidos se muestran en el Anexo 2. Se recoge aquí un resumen de los resultados obtenidos así como las conclusiones a las que se han llegado.

Se instalarán dos condensadores. El primero de ellos será instalado en el nudo 1, que es el nudo del aerogenerador más alejado de la red. Este nos produce una reducción de pérdidas en el sistema mayor con condensadores más pequeños, y por tanto, más baratos. Esto se debe a que al ser instalado en el nudo más alejado del sistema, es el que más impedancia ve hasta la red, pudiendo dicho condensador producir mayor cantidad de potencia reactiva. Esto se puede ver con claridad en la Tabla 13.

Tabla 13. Resultados del Ensayo 2 para el estudio del nudo de instalación del condensador

Nudo condensador Pred Qred F.P.red Umax Umin Sin condensador -16.90913659 0.416773 -0.999696 0.9078 0.9002 Subestación alta -16.90914087 0.335670 -0.999803 0.9078 0.9002 Subestación baja -16.90915078 0.335556 -0.999803 0.9079 0.9003

19 -16.90915202 0.335497 -0.998003 0.9079 0.9003 11 -16.90915986 0.334947 -0.999804 0.9079 0.9003 10 -16.90917721 0.334483 -0.999804 0.9079 0.9003 3 -16.90918255 0.334106 -0.999805 0.9080 0.9003 2 -16.90918256 0.334049 -0.999805 0.9080 0.9003 1 -16.90918297 0.334020 -0.990805 0.9082 0.9003

Se puede ver en la segunda columna de la Tabla 13 que la máxima cantidad de potencia activa cedida a red, es decir, la minimización de pérdidas, se consigue instalando un condensador en el nudo 1.


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El segundo condensador estará instalado en el lado de baja de la subestación, debido a su cómoda instalación en el interior de la subestación, y que proporciona una reducción de pérdidas del sistema extra y una regulación para llegar al óptimo mucho más fina.

A medida que se aumenta la tensión de la red, se alcanza el óptimo y se consigue mayor potencia cedida a red con condensadores más pequeños. Esto era lógico de esperar, ya que al aumentar la tensión de la red, se cede más potencia reactiva a la red, reduciéndose así la cantidad de reactiva que se consume en el sistema. Esto se puede ver con claridad en la Tabla 14. Se ve cómo para una tensión de red de 0.90 p.u. y una velocidad de viento de 16 m/s el condensador instalado en el nudo 1 tiene una potencia reactiva de 0,3 MVar. Mientras que para la misma velocidad de viento y una tensión de red de 1,00 p.u. se tiene una potencia reactiva de dicho condensador de 0,1 MVar.

La potencia reactiva “teórica” que deben aportar los dos condensadores que se van a instalar queda recogida, para cada tensión del nudo que conecta con la red (U) y cada velocidad de viento (V), en la Tabla 14:

Tabla 14. Potencia reactiva a inyectar por los condensadores instalados

U (p.u.)

V (m/s)

Qcond en 1 (Mvar)

Qcond en Sub. Baja (Mvar) Pred (MW) F.P.red

0.90

4 - - -0.5578996518 -0.890097 7 - - -4.0547670776 -0.997127 11 0.1 2.4 -13.63307780 -0.990203 16 0.3 3.8 -16.90946227 -0.985342

0.95

4 - - -0.5579096438 -0.864667 7 - - -4.0553002260 -0.996443 11 0.1 1.9 -13.63904207 -0.991308 16 0.2 3.0 -16.91860325 -0.988147

1.00

4 - - -0.5579180641 -0.829458 7 - - -4.0557555082 -0.995501 11 0.1 1.4 -13.64414627 -0.993133 16 0.1 2.5 -16.92643175 -0.989553

1.05

4 - - -0.5579251043 -0.789875 7 - - -4.0561472884 -0.993977 11 0.1 1.1 -13.64854750 -0.993782 16 0.1 2.0 -16.93318541 -0.990888

1.10

4 - - -0.5579309823 -0.749074 7 - - -4.0564868179 -0.993022 11 - 0.9 -13.65237937 -0.994856 16 0.1 1.5 -16.939052071 -0.992846

La primera columna de la Tabla 14 muestra la tensión del nudo que conecta con la red. La segunda columna muestra la velocidad del viento para la que se han realizado los diferentes ensayos. La tercera y cuarta columna muestran la potencia reactiva nominal de los condensadores instalados en el nudo 1 y en la subestación respectivamente. La columna quinta muestra la potencia activa que es capaz de ceder el sistema a la red en


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cada ensayo en cuestión. Y por último, la columna sexta muestra el factor de potencia del nudo que conecta con la red en cada caso.

Después de haber obtenido todas estas conclusiones se va a plantear una solución real, es decir, se van a proponer la instalación de una serie de condensadores reales cuya potencia reactiva nominal serán lo más próxima posible a los óptimos que se han alcanzado.

Condensadores reales a instalar

Haciendo uso de los catálogos de condensadores en Media Tensión de la empresa “Schneider Electric” se decide instalar las siguientes baterías de condensadores:

En el nudo 1 se instalarán dos condensadores monofásicos sin fusibles internos modelo CP202 de 150 kVar de potencia reactiva nominal.

Con esto puede que no se alcance el óptimo teórico, pero se acercará bastante a él. A estos condensadores, se les llamarán condensadores 1 y 2.

En el lado de baja de la subestación se colocarán dos baterías automáticas para compensación CP254 con conexión en doble estrella y regulador de energía reactiva Varlogic. Estos serán:

o Batería regulable de 1000 a 2000 kVar (Condensador 3). o Batería regulable de 2000 a 3000 kVar (Condensador 4).

Los ciclos de funcionamiento de todos estos condensadores para llegar al óptimo y la potencia activa cedida a red que se consigue se muestran en la Tabla 15.


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Tabla 15. Ciclos de funcionamiento de los condensadores a instalar. Ensayo 2

U (p.u.)

V (m/s) Cond. 1 Cond. 2 Cond. 3 Cond. 4 Pred

(MW) Qred

(MVar) F.P.red

0.90

4 Descon Descon Descon Descon -0.5578 -0.2856 -0.8900 7 Descon Descon Descon Descon -4.0547 -0.3080 -0.9971 11 Conect Descon Descon 2.4 -13.6330 -1.9638 -0.9897 16 Conect Conect 1.8 2.0 -16.9094 -2.9275 -0.9853

0.95

4 Descon Descon Descon Descon -0.5579 -0.3241 -0.8646 7 Descon Descon Descon Descon -4.0553 -0.3229 -0.9964 11 Conect Descon 1.9 Descon -13.6390 -1.8560 -0.9908 16 Conect Descon Descon 3.0 -16.9186 -2.5820 -0.9885

1.00

4 Descon Descon Descon Descon -0.5579 -0.3751 -0.8294 7 Descon Descon Descon Descon -4.0557 -0.3860 -0.9955 11 Conect Descon 1.4 Descon -13.6441 -1.6580 -0.9926 16 Conect Descon Descon 2.5 -16.9264 -2.5171 -0.9891

1.05

4 Descon Descon Descon Descon -0.5579 -0.4331 -0.7898 7 Descon Descon Descon Descon -4.0561 -0.4472 -0.9939 11 Conect Descon 1.1 Descon -13.6485 -1.5851 -0.9933 16 Conect Descon 2.0 Descon -16.9331 -2.3578 -0.9904

1.10

4 Descon Descon Descon Descon -0.5579 -0.4934 -0.7490 7 Descon Descon Descon Descon -4.0564 -0.4817 -0.9930 11 Descon Descon 1.0 Descon -13.6523 -1.5114 -0.9939 16 Conect Descon 1.5 Descon -16.9390 -2.0985 -0.9924

Cond. X es la potencia reactiva en MVar que debe introducir el condensador X cuando haya esa tensión y esa velocidad de viento determinada. “Descon” significa que no necesita ser conectado en ese caso. Y en el caso de los condensadores 1 y 2, “Conect” significa que se conectan a la potencia reactiva nominal de 0.15 MVar.

Las tres últimas columnas muestran la potencia activa y potencia reactiva que se cede a la red, así como el factor de potencia del nudo que conecta con la red.

Lo que se hará a continuación, al igual que se hizo en el Ensayo 1, será, a partir de los datos de potencia activa cedida a red de la Tabla 15 y teniendo en cuenta las penalizaciones y bonificaciones debido al factor de potencia de la Tabla 11, obtener los ingresos por venta de energía durante un año.

Todos los cálculos y resultados se encuentran detallados es el Anexo 5.

De esta forma, se tiene unos ingresos anuales que quedan recogidos en la Tabla 16.


Ured (p.u.) Beneficio sin bonificación (€) Bonificación (€) Beneficio final (€)

0.90 652207,3093 4086,2231 656293,5324 0.95 652057,5475 4086,2963 656143,8437 1.00 652240,5962 4086,3580 656326,9542 1.05 652398,3699 4086,4095 656484,7795 1.10 652536,0374 4086,4526 656622,4903


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Si se comparan estos resultados con los obtenidos en el Ensayo 1, se comprueba que el aumento de beneficio para todos los casos es muy pequeño, como podemos ver en la Tabla 17.

Tabla 17. Comparación de Ingresos Ensayos 1 y 2

Ured (p.u.) Aumento del ingreso

respecto al Ensayo 1 (€) 0.90 4,631 0.95 2,980 1.00 1,752 1.05 0,823 1.10 0,850

Por tanto, se decide que este Ensayo 2, es decir, la instalación de condensadores para la reducción de pérdidas en el sistema, no es factible, debido al bajo aumento de ingresos que reportaría.

Se ha podido comprobar cómo la instalación de condensadores no es una solución factible para mejorar los ingresos por venta de energía en el parque eólico. Lo que se propone en el siguiente ensayo es otra solución: controlar de forma independiente el factor de potencia de los aerogeneradores en horas Punta, Llano y Valle, para así conseguir las mayores bonificaciones posibles debidas al factor de potencia del nudo que conecta con la red y obtener unos mayores ingresos.


22

6. Ensayo 3. Maximización de Bonificaciones

Como ya se ha visto en los Ensayos 1 y 2, para determinados factores de potencia del nudo que conecta con la red, se va a tener una determinada bonificación o penalización. Este porcentaje, depende a su vez de la hora del día (horas Punta, Llano o Valle).

El objetivo de este ensayo va a ser el control independiente de los aerogeneradores para cada momento del día. Llevar en cada caso al factor de potencia al valor donde se consigue una mayor bonificación. Si fuera necesario, se estudiará la instalación de condensadores, para la modificación de dicho factor de potencia.

El punto de partida será el óptimo del Ensayo 1, pues es con éste con el que se van a comparar los resultados. Como ya se ha visto, las bonificaciones/penalizaciones se rigen por la Tabla 18.



Punta y Llano

Valle

Inductivo

FP < 0.95 -4 8 0.96 > FP > 0.95 -3 6 0.97 > FP > 0.96 -2 4 0.98 > FP > 0.97 -1 2

1 > FP > 0.98 0 0 1.00 0 0

Capacitivo

1 > FP > 0.98 0 0 0.98 > FP > 0.97 2 -1 0.97 > FP > 0.96 4 -2 0.96 > FP > 0.95 6 -3

FP < 0.95 8 -4

Como el factor de potencia va a ser siempre capacitivo, el objetivo va a ser llevarlo a los siguientes valores:

- FP < 0.95 en horas Punta y Llano. - 1 > FP > 0.98 en horas Valle.

Todos los cálculos, ensayos y resultados obtenidos se encuentran detallados en el Anexo 3. Con esto, se llega a las siguientes conclusiones, pudiendo verificarlas mediante las Tablas 21 y 22. En muchos casos será necesaria la instalación de condensadores, pues se llega al límite de regulación de los aerogeneradores. La instalación de estos consigue que se produzca una cierta cantidad de potencia reactiva a nuestro sistema, modificando así el factor de potencia al valor que deseemos en cada momento.


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A medida que se va aumentando la tensión de la red, el tamaño de estos condensadores se reduce. Esto es debido a que al aumentar la tensión, se cede mayor reactiva a la red, reduciéndose así la cantidad de reactiva que se consume en nuestro sistema. Como se puede ver hay un fuerte acoplamiento Q-V.

En las horas Punta y Llano, se debe poner el factor de potencia de los aerogeneradores “inductivo”, pues lo que se pretende es reducir el factor de potencia del nudo que conecta con la red.

En las horas Valle, ni siquiera llegando al límite de regulación de los aerogeneradores, se consigue mejorar la bonificación, por lo que en estos casos la mejor situación será la del Ensayo 1. La conexión de condensadores en horas Valle es contraproducente, mientras que se puede mejorar el sistema si se hace en horas Punta y Llano. Al mejorar la bonificación modificando el factor de potencia se van a aumentar parte de las pérdidas del sistema, reduciéndose así la cantidad de potencia activa que se cede a la red. Como ya se verá, esto no va a ser un problema debido al gran aumento de bonificaciones. Se ha podido obtener, al igual que se hizo en el ensayo 1, el factor de potencia óptimo para cada aerogenerador diferenciando horas Punta, Llano y Valle, es decir, se tiene el factor de potencia mediante el cual se consigue maximizar las bonificaciones debido al factor de potencia del nudo que conecta con la red. Esto se puede apreciar en las Tablas 19A, 19B, 20A y 20B.

• En Horas Punta y Llano

Tabla 19A. Factor de potencia óptimo para los aerogeneradores 1 a 10 en horas Punta y Llano.

AEROGENERADORES en Horas Punta y Llano U

(p.u.) V

(m/s) 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

0.90

4 0.96 (cap)

0.96 (cap)

0.96 (cap)

0.96 (cap)

0.96 (cap)

0.96 (cap)

0.96 (cap)

0.96 (cap)

0.96 (cap)

0.96 (cap)

7 0.97 (ind)

0.97 (ind)

0.97 (ind)

0.97 (ind)

0.97 (ind)

0.97 (ind)

0.97 (ind)

0.97 (ind)

0.97 (ind)

0.97 (ind)

11 0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

16 0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95

4 0.96 (cap)

0.96 (cap)

0.96 (cap)

0.95 (cap)

0.95 (cap)

0.95 (cap)

0.95 (cap)

0.95 (cap)

0.95 (cap)

0.95 (cap)

7 0.97 (ind)

0.97 (ind)

0.97 (ind)

0.97 (ind)

0.97 (ind)

0.97 (ind)

0.97 (ind)

0.97 (ind)

0.97 (ind)

0.97 (ind)

11 0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

16 0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)


24

1.00

4 0.95 (cap)

0.95 (cap)

0.95 (cap)

0.95 (cap)

0.95 (cap)

0.95 (cap)

0.95 (cap)

0.95 (cap)

0.95 (cap)

0.95 (cap)

7 0.98 (ind)

0.98 (ind)

0.98 (ind)

0.98 (ind)

0.98 (ind)

0.98 (ind)

0.98 (ind)

0.98 (ind)

0.98 (ind)

0.98 (ind)

11 0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

16 0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

1.05

4 0.95 (cap)

0.95 (cap)

0.95 (cap)

0.95 (cap)

0.95 (cap)

0.95 (cap)

0.95 (cap)

0.95 (cap)

0.95 (cap)

0.95 (cap)

7 0.98 (ind)

0.98 (ind)

0.98 (ind)

0.98 (ind)

0.98 (ind)

0.98 (ind)

0.98 (ind)

0.98 (ind)

0.98 (ind)

0.98 (ind)

11 0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

16 0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

1.10

4 0.95 (cap)

0.95 (cap)

0.95 (cap)

0.95 (cap)

0.95 (cap)

0.95 (cap)

0.95 (cap)

0.95 (cap)

0.95 (cap)

0.95 (cap)

7 0.99 (ind)

0.99 (ind)

0.99 (ind)

0.99 (ind)

0.99 (ind)

0.99 (ind)

0.99 (ind)

0.99 (ind)

0.99 (ind)

0.99 (ind)

11 0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

16 0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

Tabla 19B. Factor de potencia óptimo para los aerogeneradores 11 a 20 en horas Punta y Llano.

AEROGENERADORES en Horas Punta y Llano U

(p.u.) V

(m/s) 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

0.90

4 0.96 (cap)

0.96 (cap)

0.96 (cap)

0.96 (cap)

0.95 (cap)

0.96 (cap)

0.96 (cap)

0.95 (cap)

0.95 (cap)

0.95 (cap)

7 0.97 (ind)

0.97 (ind)

0.97 (ind)

0.97 (ind)

0.97 (ind)

0.97 (ind)

0.97 (ind)

0.97 (ind)

0.98 (ind)

0.97 (ind)

11 0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

16 0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95

4 0.95 (cap)

0.95 (cap)

0.95 (cap)

0.95 (cap)

0.95 (cap)

0.95 (cap)

0.95 (cap)

0.95 (cap)

0.95 (cap)

0.95 (cap)

7 0.97 (ind)

0.97 (ind)

0.97 (ind)

0.97 (ind)

0.97 (ind)

0.97 (ind)

0.97 (ind)

0.98 (ind)

1 0.97 (ind)

11 0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

16 0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

1.00

4 0.95 (cap)

0.95 (cap)

0.95 (cap)

0.95 (cap)

0.95 (cap)

0.95 (cap)

0.95 (cap)

0.95 (cap)

0.95 (cap)

0.95 (cap)

7 0.98 (ind)

0.98 (ind)

0.98 (ind)

0.98 (ind)

0.98 (ind)

0.98 (ind)

0.98 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.96 (ind)

11 0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)


25

16 0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

1.05

4 0.95 (cap)

0.95 (cap)

0.95 (cap)

0.95 (cap)

0.95 (cap)

0.95 (cap)

0.95 (cap)

0.95 (cap)

0.95 (cap)

0.95 (cap)

7 0.98 (ind)

0.98 (ind)

0.98 (ind)

0.98 (ind)

0.98 (ind)

0.98 (ind)

0.98 (ind)

0.98 (ind)

0.98 (ind)

0.98 (ind)

11 0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

16 0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

1.10

4 0.95 (cap)

0.95 (cap)

0.95 (cap)

0.95 (cap)

0.95 (cap)

0.95 (cap)

0.95 (cap)

0.95 (cap)

0.95 (cap)

0.95 (cap)

7 0.99 (ind)

0.99 (ind)

0.99 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.99 (ind)

0.99 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

11 0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.96 (ind)

0.95 (ind)

16 0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

0.95 (ind)

En la primera columna se muestran los diferentes ensayos que se han realizado en función de la tensión del nudo que conecta con la red (Ured). En la segunda columna se aprecia la otra variable de estudio, diferentes velocidades del viento para las que se han realizado ensayos (V). En el resto de columnas se puede apreciar el factor de potencia óptimo al que se debe llegar para conseguir la maximización de bonificaciones, ya sea factor de potencia capacitivo (cap) o inductivo (ind).

• En Horas Valle

Tabla 20A. Factor de potencia óptimo para los aerogeneradores 1 a 10 en horas Valle.

AEROGENERADORES en Horas Valle U

(p.u.) V

(m/s) 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

0.90

4 0.96 (cap)

0.96 (cap)

0.96 (cap)

0.96 (cap)

0.96 (cap)

0.96 (cap)

0.96 (cap)

0.96 (cap)

0.96 (cap)

0.96 (cap)

7 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 11 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 16 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

0.95

4 0.96 (cap)

0.96 (cap)

0.96 (cap)

0.95 (cap)

0.95 (cap)

0.95 (cap)

0.95 (cap)

0.95 (cap)

0.95 (cap)

0.95 (cap)

7 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 11 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 16 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

1.00

4 0.95 (cap)

0.95 (cap)

0.95 (cap)

0.95 (cap)

0.95 (cap)

0.95 (cap)

0.95 (cap)

0.95 (cap)

0.95 (cap)

0.95 (cap)

7 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 11 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 16 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1


26

1.05

4 0.95 (cap)

0.95 (cap)

0.95 (cap)

0.95 (cap)

0.95 (cap)

0.95 (cap)

0.95 (cap)

0.95 (cap)

0.95 (cap)

0.95 (cap)

7 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 11 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 16 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

1.10

4 0.95 (cap)

0.95 (cap)

0.95 (cap)

0.95 (cap)

0.95 (cap)

0.95 (cap)

0.95 (cap)

0.95 (cap)

0.95 (cap)

0.95 (cap)

7 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 11 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 16 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

Tabla 20B. Factor de potencia óptimo para los aerogeneradores 11 a 20 en horas Valle.

AEROGENERADORES en Horas Valle U

(p.u.) V

(m/s) 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

0.90

4 0.96 (cap)

0.96 (cap)

0.96 (cap)

0.96 (cap)

0.95 (cap)

0.96 (cap)

0.96 (cap)

0.95 (cap)

0.95 (cap)

0.95 (cap)

7 1 1 1 1 1 1 1 0.99 (cap)

0.95 (cap)

1

11 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 16 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

0.95

4 0.95 (cap)

0.95 (cap)

0.95 (cap)

0.95 (cap)

0.95 (cap)

0.95 (cap)

0.95 (cap)

0.95 (cap)

0.95 (cap)

0.95 (cap)

7 1 1 1 1 1 1 1 0.97 (cap)

0.95 (cap)

1

11 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 16 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

1.00

4 0.95 (cap)

0.95 (cap)

0.95 (cap)

0.95 (cap)

0.95 (cap)

0.95 (cap)

0.95 (cap)

0.95 (cap)

0.95 (cap)

0.95 (cap)

7 1 1 1 1 1 1 1 0.95 (cap)

0.95 (cap)

1

11 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 16 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

1.05

4 0.95 (cap)

0.95 (cap)

0.95 (cap)

0.95 (cap)

0.95 (cap)

0.95 (cap)

0.95 (cap)

0.95 (cap)

0.95 (cap)

0.95 (cap)

7 1 1 1 1 1 1 1 0.95 (cap)

0.95 (cap)

1

11 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 16 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

1.10

4 0.95 (cap)

0.95 (cap)

0.95 (cap)

0.95 (cap)

0.95 (cap)

0.95 (cap)

0.95 (cap)

0.95 (cap)

0.95 (cap)

0.95 (cap)

7 1 1 1 1 1 1 1 0.95 (cap)

0.95 (cap)

0.99 (cap)

11 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 16 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

Además del control de los aerogeneradores, es necesario, la instalación de tres condensadores. Todos ellos estarán conectados al nudo 1, el nudo que conecta con el aerogenerador más alejado de la red, pues se conseguirán mejores resultados con


27

condensadores más pequeños, y por tanto, de menor coste. Las características de estos condensadores, obtenidas del catálogo de “Schneider Electric”, van a ser:

- Condensador 1: Baterías automáticas de compensación CP254, conexión en doble estrella, con regulador de energía reactiva Varlogic, regulable de 300 a 600 kVar.

- Condensador 2: Condensador monofásico sin fusibles internos modelo CP202 de 200 kVar de potencia reactiva nominal.

- Condensador 3: Condensador monofásico sin fusibles internos modelo CP202 de 150 kVar de potencia reactiva nominal.

Con el factor de potencia de los aerogeneradores controlado como se ha visto en las tablas 19A, 19B, 20A y 20B, se muestra en las tablas 21 y 22 la correcta regulación de los condensadores para llegar al óptimo, así como la potencia activa y reactiva cedida a la red y el factor de potencia del nudo que conecta con ésta, haciendo distinción de nuevo entre horas Punta, Llano y Valle.

• Horas Punta y Llano

Tabla 21. Ciclos de funcionamiento de los condensadores a instalar en horas Punta y Llano. Ensayo 3

Horas Punta y Llano U

(p.u.) V

(m/s) Cond. 1 Cond. 2 Cond. 3 Pred (MW) Qred (MVar) F.P.red

0.90

4 Descon Descon Descon -0.5578 -0.2856 -0.8900 7 Descon Descon Descon -4.0543 -1.4090 -0.9445 11 0.5 Descon Descon -13.6257 -4.7566 -0.9441 16 0.55 Conect Conect -16.8971 -5.8540 -0.9448

0.95

4 Descon Descon Descon -0.5579 -0.3241 -0.8646 7 Descon Descon Descon -4.0549 -1.4154 -0.9441 11 0.3 Descon Descon -13.6329 -4.7319 -0.9447 16 0.5 Conect Descon -16.9079 -5.8971 -0.9442

1.00

4 Descon Descon Descon -0.5579 -0.3751 -0.8294 7 Descon Descon Descon -4.0555 -1.4113 -0.9444 11 Descon Conect Descon -13.6388 -4.7665 -0.9440 16 0.3 Conect Descon -16.9173 -5.8956 -0.9443

1.05

4 Descon Descon Descon -0.5579 -0.4331 -0.7898 7 Descon Descon Descon -4.0559 -1.4039 -0.9449 11 Descon Descon Conect -13.6437 -4.8339 -0.9425 16 0.35 Descon Descon -16.9252 -5.9049 -0.9441

1.10

4 Descon Descon Descon -0.5579 -0.4934 -0.7490 7 Descon Descon Descon -4.0563 -1.4107 -0.9445 11 Descon Descon Descon -13.6484 -4.7408 -0.9446 16 Descon Conect Descon -16.9323 -5.8784 -0.9446


28

• Horas Valle

Tabla 22. Ciclos de funcionamiento de los condensadores a instalar en horas Valle. Ensayo 3

Horas Valle U

(p.u.) V

(m/s) Cond. 1 Cond. 2 Cond. 3 Pred (MW) Qred (MVar) F.P.red

0.90

4 Descon Descon Descon -0.5578 -0.2856 -0.8900 7 Descon Descon Descon -4.0547 -0.3080 -0.9971 11 Descon Descon Descon -13.6329 0.1114 -0.9999 16 Descon Descon Descon -16.9091 0.4167 -0.9996

0.95

4 Descon Descon Descon -0.5579 -0.3241 -0.8646 7 Descon Descon Descon -4.0553 -0.3429 -0.9964 11 Descon Descon Descon -13.6389 0.0018 -0.9999 16 Descon Descon Descon -16.9183 0.2760 -0.9998

1.00

4 Descon Descon Descon -0.5579 -0.3751 -0.8294 7 Descon Descon Descon -4.0557 -0.3860 -0.9955 11 Descon Descon Descon -13.6440 -0.1020 -0.9999 16 Descon Descon Descon -16.9262 0.1455 -0.9999

1.05

4 Descon Descon Descon -0.5579 -0.4331 -0.7898 7 Descon Descon Descon -4.0561 -0.4472 -0.9939 11 Descon Descon Descon -13.6485 -0.2019 -0.9998 16 Descon Descon Descon -16.9330 0.0227 -0.9999

1.10

4 Descon Descon Descon -0.5579 -0.4934 -0.7490 7 Descon Descon Descon -4.0564 -0.4817 -0.9930 11 Descon Descon Descon -13.6523 -0.2990 -0.9997 16 Descon Descon Descon -16.9389 -0.0942 -0.9999

Cond. X es la potencia reactiva en Mvar que debe introducir el condensador X cuando haya esa tensión y esa velocidad de viento determinada. “Descon” significa que no necesita ser conectado en ese caso. Y en el caso de los condensadores 2 y 3, “Conect” significa que se conectan a la potencia reactiva nominal.

Después de haber llegado a todos estos resultados se va a volver a realizar un estudio de los ingresos por venta de energía haciendo especial hincapié en las bonificaciones conseguidas según se esté en horas Punta, Llano o Valle. El procedimiento es el mismo utilizado para los ensayos 1 y 2, y queda recogido detalladamente en los Anexos 6A y 6B. Se pueden ver los ingresos obtenidos en la Tabla 23.


29


Ured (p.u.)

Ingresos sin bonificación (€)

Bonificación (€) Ingresos

finales (€)

Horas Punta y Llano

0.90 434581,7417 34743,6271 469325,3688 0.95 434759,0270 34757,2255 469516,2524 1.00 434907,1244 34769,0724 469676,1968 1.05 435030,4835 34778,94043 469809,4239 1.10 435147,2869 34788,2841 469935,5710

Horas Valle

0.90 217442,0294 -1171,3684 216270,6610 0.95 217492,5352 -1171,3894 216321,1458 1.00 217548,6895 -1171,4071 216377,2824 1.05 217597,0478 -1171,4218 216425,6260 1.10 217638,9856 -1171,4342 216467,5515

TOTAL

0.90 652023,7711 33572,2587 685596,0298 0.95 652251,5622 33585,8361 685837,3982 1.00 652455,8139 33597,6653 686053,4792 1.05 652627,5313 33607,5186 686235,0499 1.10 652786,2725 33616,8499 686403,1225

Comparando estos resultados con los obtenidos en el Ensayo 1 (ensayo del que se ha partido), se aumentan los ingresos por venta de energía en las siguientes cantidades, mostradas en la Tabla 24.

Tabla 24. Comparación de Ingresos Ensayos 1 y 3

Ured Aumento del ingreso

respecto al Ensayo 1 (€) 0.90 p.u. 29307,1284 0.95 p.u. 29696,5342 1.00 p.u. 29728,2695 1.05 p.u. 29751,0931 1.10 p.u. 29781,4821

Y teniendo esto, se llega a la conclusión de que controlando los aerogeneradores como se ha detallado anteriormente e instalando y controlando las baterías de condensadores de la forma que se ha explicado, se consiguen unos mayores ingresos por venta de energía en el parque eólico. Este aumento de ingresos se debe principalmente al aumento de las bonificaciones que se han producido en las horas Punta y Llano. Se concluirá diciendo que, de los tres ensayos estudiados, éste es el ensayo más factible. Lo que se va a hacer a continuación es pasar al segundo bloque de ensayos de los que se compone el proyecto. El ensayo 4, al igual que los dos posteriores, se encargará de mostrar cómo se comporta el sistema ante determinadas incidencias o maniobras que se puedan producir o realizar.


30

7. Ensayo 4. Estudio de un fallo alejado en una línea externa

Lo que se pretende en este ensayo es estudiar la evolución que sufre la intensidad inyectada por cada uno de los aerogeneradores, tomando especial atención en el transitorio, cuando se produce un fallo en una línea externa a una distancia suficientemente grande. El objetivo será saber cuáles son los aerogeneradores y las condiciones de operación que provocarían más problemas en caso de producirse el fallo en cuestión.

La línea en la que se producirá dicho fallo partirá del lado de alta de la subestación, y sus características serán las mismas que para la línea de evacuación del parque eólico, es decir:

R = 0.07391 Ω/Km X = 0.449068 Ω/Km C = 0.0116987 µF/Km

Las variables de estudio van a ser las mostradas a continuación.

- Tipo de fallo: Se estudiarán los siguientes tipos de fallo para comparar su efecto en los aerogeneradores, mostrados en la Tabla 25.

Tabla 25. Tipos de fallo simulados

Tipo de fallo Fallo trifásico

Fallo fase-tierra Fallo fase-fase

Fallo fase-fase-tierra

- Distancia del fallo: dependiendo de la distancia a la que se produzca el fallo, se tendrá mayor o menor impedancia en la línea externa que sale de la parte de alta de la subestación. De esta forma, tendrá un efecto en la inyección de los aerogeneradores. Los casos que se van a estudiar se muestran en la Tabla 26.

Tabla 26. Distancias de fallo simuladas

Distancia de fallo (km) 10 15 20

- Tensión del nudo que conecta con la red: dependiendo de esta tensión, se tendrá mayor o menor efecto del fallo en el transitorio de la intensidad inyectada por las máquinas. Los casos simulados se muestran en la Tabla 27.


31

Tabla 27. Tensiones de red simuladas

Tensión de red (p.u.) 0.90 0.95 1.00 1.05 1.10

- Velocidad del viento: dependiendo de la velocidad a la que venga el viento, se

tendrá que inyectar más o menos potencia activa y reactiva. Por tanto, esto va a influir enormemente en la evolución de la intensidad inyectada por los aerogeneradores. Las velocidades estudiadas van a ser las mostradas en la Tabla 28.

Tabla 28. Velocidades de viento simuladas

Velocidad del viento (m/s)

4 7 11 16

- Hora del día: dependiendo de la hora del día se puede estar dentro de los periodos

de Horas Punta, Llano o Valle. Esto implicará que la regulación de los aerogeneradores sea con factor de potencia inductivo (Punta y Llano) o capacitivo (Valle), como se pudo ver en el Ensayo 3. Esto va a influir en cierta medida a la evolución de la intensidad inyectada por los aerogeneradores.

Se va a suponer en todos estos ensayos que el fallo se va a producir a los 2 s de simulación, y que gracias a las protecciones, se va a poder despejar a los 200 ms. Dicho fallo se va producir en la zona que puede apreciarse en la figura 3.

Figura 3. Representación del fallo en una línea externa


32

Sea cual sea el tipo de fallo, se va a producir un hueco de tensión en el nudo del lado de alta de la subestación. Este hueco será el que produzca luego un efecto adverso en la inyección de los aerogeneradores, y tendrá la forma mostrada en la figura 4.

Figura 4. Hueco de tensión producido por el fallo en una línea externa

Se ve claramente cómo a los 2 s de simulación, la tensión cae produciéndose un pequeño transitorio para estabilizarse posteriormente, y cómo a los 200 ms del fallo, al despejarlo mediante la ayuda de las protecciones, la tensión aumenta produciéndose un transitorio y estabilizándose de nuevo en su valor inicial. Realizando todos los ensayos, explicados con claridad y detalle en el Anexo 7, y tomando como referencia de estudio los óptimos alcanzados en el Ensayo 3, se ha podido llegar a las siguientes conclusiones:

Distancia de los aerogeneradores: El efecto del fallo se intensifica a medida que nos acercamos a la red, siendo el efecto de los aerogeneradores más cercanos los más problemáticos, sobre todo para los aerogeneradores 18, 19 y 20. Los más alejados, tendrán por tanto, un menor valor de pico del transitorio de intensidad de los aerogeneradores y un menor tiempo de duración de dicho transitorio. Esto es debido a que cuanto más alejado esté el aerogenerador del fallo, más amortiguado se va a ver el efecto por la impedancia de las líneas, es decir, hay mayor impedancia entre el aerogenerador y el fallo, y por tanto, la intensidad va a ser menor. Se puede ver la evolución que sufre la intensidad de estos aerogeneradores, a través de las figuras 5, 6, 7, 8, 9, 10.


33

Figura 5. Aerogenerador 1:




34





35

Se puede ver cómo a medida que se estudian aerogeneradores más cercanos a la red (el generador 1 es el más alejado, y el 19 el más cercano), el pico de intensidad aumenta, y el tiempo de transición también.

Se puede ver además cómo el efecto que produce el fallo en los aerogeneradores 18, 19 y 20 es mucho más intenso que en el resto de los casos. El más perjudicial será por tanto, el efecto producido en el aerogenerador 19, el más cercano a la red, y por tanto, al fallo. Las figuras 11, 12, 13 y 14 muestran cuál es el efecto de la velocidad del viento en dicho aerogenerador.

Figura 11. Vviento = 4 m/s. Aerogenerador 19



36


Figura 14. Vviento = 16-25m/s. Aerogenerador 19

Velocidad del viento: A medida que se va aumentando la velocidad del viento, el tiempo de duración del transitorio de intensidad se ve disminuido, mientras que su valor de pico aumenta.

Cuanto mayor es la velocidad del viento, mayor va a ser la potencia activa que se inyecte al sistema, y por tanto, mayor intensidad se inyectará en los aerogeneradores, por eso el valor de pico aumenta. Respecto al tiempo de duración del transitorio, para bajas velocidades de viento, la inyección de los aerogeneradores es muy pequeña, y por tanto, el fallo tendrá un efecto mayor en comparación, por lo que la intensidad de estos aerogeneradores tarda mucho más en estabilizarse, pues es como si se viera un fallo más severo.


37

Debido a este motivo, se puede ver que para la velocidad de viento de 4 m/s, en los aerogeneradores 18, 19 y 20, el tiempo del transitorio es muy alto, pero llega a valores de intensidad pequeños rápidamente.

Sin embargo, para las velocidades de viento de 11 y 16 m/s, el tiempo no va a ser un problema, pero se dan valores de intensidad muy altos durante mucho tiempo. Además, el valor de ésta oscila entre valores muy extremos rápidamente durante todo el transitorio.

Todo esto se puede ver con claridad en las figuras 15 y 16:


Figura 16. Vviento = 16-25m/s. Aerogenerador 19


38

Tensión de la red: A medida que se va aumentando la tensión de la red, se consiguen mayores valores de pico de intensidad sea cual sea la velocidad del viento. El tiempo de duración del transitorio no se ve prácticamente afectado por dicha tensión. Se puede ver este efecto para tres tensiones de red diferentes en las figuras 17, 18 y 19.

Figura 18

Ured = 1.00 p.u.

Aerogenerador 1

Vviento = 11 m/s

Horas Punta y Llano

Fallo Trifásico

Figura 17

Ured = 0.90 p.u.

Aerogenerador 1

Vviento = 11 m/s

Horas Punta y Llano

Fallo Trifásico

Figura 19

Ured = 1.10 p.u.

Aerogenerador 1

Vviento = 11 m/s

Horas Punta y Llano

Fallo Trifásico


39

Discriminación horaria: En horas Punta y Llano, se dan mayores diferencias de intensidad por encima del valor nominal.

En horas Valle, se dan mayores diferencias de intensidad por debajo del valor nominal.

El tiempo de duración del transitorio apenas se va a ver influido por la inyección o absorción de reactiva dependiente de la hora del día.

El valor de pico del transitorio se va a dar siempre en el instante inicial, ya que posteriormente tiende a estabilizarse. Por esto, se puede decir que el instante inicial viene influido por el factor de potencia de los aerogeneradores, que podrán ser inductivos o capacitivos dependiendo de la hora del día en que nos encontremos. Se puede ver esto en las figuras 20 y 21.

Figura 20

Horas Punta y Llano

Aerogenerador 10

Vviento = 11 m/s

Ured = 1.00 p.u.

Fallo trifásico

Figura 21

Horas Valle

Aerogenerador 10

Vviento = 11 m/s

Ured = 1.00 p.u.

Fallo trifásico


40

Distancia del fallo: El valor de pico del transitorio de intensidad se ve reducido considerablemente a medida que se aumenta la distancia a la que se produce el fallo, es decir, a medida que el fallo se aleja del parque eólico. Esto se debe a que al estar más alejado, hay mayor impedancia entre el fallo y los aerogeneradores, quedando así reducida la intensidad.

El tiempo de duración de este transitorio se va a ver por tanto reducido en cierta medida, ya que el valor de pico está menos alejado del valor nominal y tarda menos en estabilizarse.

Podemos ver el efecto de la distancia del fallo en las figuras 22, 23 y 24.

Figura 22

Lext = 10 Km

Aerogenerador 6

Ured = 0.90 p.u.

Horas Punta y Llano

Vviento = 16-25 m/s

Fallo trifásico

Figura 23

Lext = 15 Km

Aerogenerador 6

Ured = 0.90 p.u.

Horas Punta y Llano

Vviento = 16-25 m/s

Fallo trifásico


41

Con todo esto, se puede decir que el caso más desfavorable será cuando el fallo se produzca muy cerca del sistema, quedando reducido su efecto a medida se aleja. Tipo de fallo: Dependiendo del tipo de fallo que se produzca en la línea exterior, el efecto sobre la inyección de intensidad de los aerogeneradores puede ser muy diferente. Después de realizarse diversos ensayos, se puede afirmar que los fallos más severos, en cuanto a valor de pico y tiempo de duración del transitorio, siguen el siguiente orden:

- Fallo Trifásico. - Fallo Fase-Fase-Tierra. - Fallo Fase-Fase. - Fallo Fase-Tierra.

Se producen así, por este orden, mayores valores de pico para el transitorio de intensidad de los aerogeneradores y mayor tiempo de duración de dicho transitorio.

El fallo trifásico, como era lógico esperar, es el más severo, pues involucra a las tres fases (a, b y c), mientras que el resto solo involucra a dos fases, o una en el caso del fallo fase-tierra. Se ha supuesto que para el fallo monofásico, la fase afectada es la “a”, y para los casos bifásicos, ya sean simples o a tierra, las fases en las que se producen el fallo son las nombradas como “a” y “b”. Con esto, y sabiendo que la mayor intensidad de falta es la del caso trifásico, seguido por el fase-fase-tierra, el fase-fase, y finalmente el monofásico, se puede decir que para mayor intensidad de falta, mayor va a ser el efecto sobre la intensidad de los aerogeneradores. Esto era lógico de esperar.

Podemos ver el efecto en las figuras 25, 26, 27 y 28.

Figura 24

Lext = 20 Km

Aerogenerador 6

Ured = 0.90 p.u.

Horas Punta y Llano

Vviento = 16-25 m/s

Fallo trifásico


42

Figura 26

Fallo Fase-Fase-Tierra

Lext = 10 Km

Aerogenerador 10

Ured = 0.90 p.u.

Horas Punta y Llano

Vviento = 7 m/s

Figura 27

Fallo Fase-Fase

Lext = 10 Km

Aerogenerador 10

Ured = 0.90 p.u.

Horas Punta y Llano

Vviento = 7 m/s

Figura 25

Fallo trifásico

Lext = 10 Km

Aerogenerador 10

Ured = 0.90 p.u.

Horas Punta y Llano

Vviento = 7 m/s


43

Para concluir, se puede decir que el caso más desfavorable que se puede dar va a ser la evolución del aerogenerador más cercano a la red (aerogenerador 19) cuando se produce un fallo trifásico muy cercano a nuestro sistema, con una tensión alta del nudo que conecta con la red y para velocidades de viento pequeñas (mayor tiempo de transición) o para velocidades de viento altas (mayor valor de pico). Este ensayo ha servido, por tanto, para que cuando se produzca una contingencia de este tipo como es el fallo en una línea externa, se puedan sacar conclusiones acerca de cuál es el aerogenerador en el que se pueden producir más problemas y en qué condiciones de operación será más grave dicho fallo. Lo que se hará a continuación, en el siguiente ensayo, va a ser estudiar otra contingencia, como es el cortocircuito en barras de un aerogenerador determinado del parque eólico. Se estudiará de nuevo la evolución de la intensidad inyectada por cada uno de los aerogeneradores.

Figura 28

Fallo Fase-Tierra

Lext = 10 Km

Aerogenerador 10

Ured = 0.90 p.u.

Horas Punta y Llano

Vviento = 7 m/s


44

8. Ensayo 5. Estudio de un fallo en un Aerogenerador

En este ensayo lo que se pretende es estudiar el cortocircuito en el terminal de un determinado aerogenerador del parque y ver qué efecto tendría en la intensidad inyectada por dicho aerogenerador y por el resto del sistema.

Las variables de estudio vuelven a ser de nuevo:

- Tipo de fallo: Se van a estudiar los fallos mostrados en la Tabla 29.

Tabla 29. Tipos de fallo simulados

Tipo de fallo Fallo trifásico

Fallo fase-tierra Fallo fase-fase

Fallo fase-fase-tierra

- Aerogenerador afectado: dependiendo del aerogenerador donde se produzca el fallo, el circuito al que pertenezca (circuito 1: aerogeneradores 1 al 10, circuito 2: aerogeneradores 11 al 20), y la distancia de la red a la que se encuentre, el efecto sobre el sistema variará.

- Tensión del nudo que conecta con la red: se van a estudiar diferentes casos, pues

el efecto en la intensidad de los aerogeneradores cambiará. Se simularán las tensiones mostradas en la Tabla 30.


Tensión de red (p.u.)

0.90 0.95 1.00 1.05 1.10

- Velocidad del viento: dependiendo de la velocidad del viento, y por tanto, de la

potencia activa y reactiva inyectada por los aerogeneradores, el sistema evolucionará de forma distinta ante un fallo. Se muestran estas velocidades de viento en la Tabla 31.



4 7 11 16


45

- Hora del día: según la ya conocida discriminación horaria, y por tanto, el factor de potencia de los aerogeneradores (inductivo en horas Punta y Llano, y capacitivo en horas Valle), el fallo tendrá un efecto diferente en la intensidad inyectada por los aerogeneradores.

Se va a suponer en todos estos ensayos que el fallo se va a producir a los 2 s de simulación, y que gracias a las protecciones, se va a poder despejar a los 200 ms.

Debido a este fallo, se va a producir siempre un hueco de tensión en el lado de alta de la subestación que, dependiendo del tipo de fallo que se dé, será algo similar a lo mostrado en las figuras 29, 30, 31 y 32.

Figura 29. Hueco de tensión Fallo trifásico

Figura 30. Hueco de tensión Fallo Fase-Tierra


46

Figura 31. Hueco de tensión Fallo Fase-Fase

Figura 32. Hueco de tensión Fallo Fase-Fase-Tierra

Se puede ver como a los 2 s, cuando se produce el fallo, la tensión cae, produciéndose un pequeño transitorio. En el caso trifásico se estabiliza en un valor muy inferior al nominal, mientras que en el resto de los casos, el valor de la tensión oscila hasta que se despeja el fallo. Cuando ocurre esto, la tensión aumenta, produciéndose otro pequeño transitorio, y estabilizándose, ahora sí, de nuevo en su valor nominal.

Con todos estos ensayos realizados, explicados detalladamente en el Anexo 8, y tomando como punto de partida todos los casos óptimos alcanzados en el Ensayo 3, se han podido obtener las siguientes conclusiones:


47

Efecto del fallo: El efecto del fallo es muy pronunciado en el aerogenerador donde se produce el susodicho fallo, llegando a intensidades muy superiores al valor nominal. Esto es lógico, pues es el aerogenerador que más cerca va a ver el fallo, y que por tanto, más intensidad va a ver.

Se puede ver esto en la figura 33:

Como se ve en esta figura, se llega a intensidades de casi diez veces la intensidad nominal, siendo esto un efecto muy perjudicial para el aerogenerador afectado.

Sin embargo, en el resto de aerogeneradores, el efecto queda amortiguado rápidamente gracias a las impedancias de las líneas que los separan del fallo. Por ejemplo, si para el mismo caso del fallo anterior, se muestra el aerogenerador 6, se puede ver que el efecto es menor, pues el valor de pico es incluso inferior a dos veces el valor nominal. Esto puede verse en la figura 34.

Figura 33

Aerogenerador 10

Fallo Trifásico

Fallo en Aerogenerador 10

Ured = 1.00 p.u.

Vviento = 4 m/s

Horas Punta y Llano

Figura 34

Aerogenerador 6

Fallo Trifásico


Ured = 1.00 p.u.

Vviento = 4 m/s

Horas Punta y Llano


48

Distancia al fallo: El efecto del fallo va disminuyendo a medida que el aerogenerador ensayado se aleja de él, teniendo intensidades de pico y tiempos de duración del transitorio inferiores. Esto es gracias a que a medida que nos alejamos del fallo, la impedancia de las líneas que se deja atrás consigue reducir la intensidad. Se puede ver esto, para un fallo producido en el aerogenerador 1, en las figuras 35, 36, 37, 38 y 39.

Figura 35. Aerogenerador 1 (fallo)

Figura 36. Aerogenerador 6


49





50

Circuito afectado: Los aerogeneradores 1 al 10 forman el circuito 1, y los aerogeneradores 11 al 20 forman el circuito 2. Cuando el fallo se produce en un aerogenerador del circuito 1, todos los aerogeneradores del circuito 2 apenas sufren perturbación debido al fallo, los transitorios de mayor importancia son los del circuito afectado. Igualmente si el fallo se produjera en el circuito 2.

Esto se debe a que el flujo de intensidad va del circuito afectado hacia la red, y apenas influye en el otro circuito.

Esto se puede ver con claridad en las figuras 35, 36, 37, 38 y 39, donde el fallo se ha producido en el aerogenerador 1 (circuito 1), y en los aerogeneradores 14 y 19 (circuito 2) apenas hay una pequeña perturbación cuando se produce el fallo.

Velocidad del viento: A medida que aumenta la velocidad del viento, el valor de pico del transitorio de intensidad inyectada por los aerogeneradores va a aumentar, mientras que el tiempo de duración de dicho transitorio se va a ver disminuido.

A mayor velocidad del viento, mayor cantidad de potencia activa y reactiva se inyecta al sistema, por eso la intensidad se va a ver incrementada.

Sin embargo, respecto al tiempo de duración del transitorio, se puede decir que para velocidades de viento pequeñas, el sistema ve el fallo como más severo, pues la actuación de los aerogeneradores es muy pequeña en comparación con éste. Por eso, tarda más en estabilizarse. Se puede ver esto en las figuras 40, 41, 42 y 43.

Figura 40

Vviento = 4 m/s

Aerogenerador 6

Fallo trifásico


Horas Punta y Llano

Ured = 0.90 p.u.


51

Figura 41

Vviento = 7 m/s

Aerogenerador 6

Fallo trifásico


Horas Punta y Llano

Ured = 0.90 p.u.

Figura 42

Vviento = 11 m/s

Aerogenerador 6

Fallo trifásico


Horas Punta y Llano

Ured = 0.90 p.u.

Figura 43

Vviento = 16-25 m/s

Aerogenerador 6

Fallo trifásico


Horas Punta y Llano

Ured = 0.90 p.u.


52

Tensión de la red: A medida que se aumenta la tensión de la red, tanto el valor de pico como el tiempo de duración del transitorio de intensidad de los aerogeneradores se ve incrementado.

Se puede ver esta evolución en las figuras 44, 45 y 46.

Figura 44

Ured = 0.90 p.u.

Aerogenerador 6

Fallo trifásico


Horas Punta y Llano

Vviento = 4 m/s

Figura 45

Ured = 1.00 p.u.

Aerogenerador 6

Fallo trifásico


Horas Punta y Llano

Vviento = 4 m/s

Figura 46

Ured = 1.10 p.u.

Aerogenerador 6

Fallo trifásico


Horas Punta y Llano

Vviento = 4 m/s


53

Discriminación horaria: La discriminación horaria, y por ende, el factor de potencia de los aerogeneradores, vuelve a ser importante en el instante inicial del transitorio. De esta forma, en horas Punta y Llano el valor inicial es superior por encima del valor nominal, mientras que en horas Valle, el valor inicial es superior por debajo del valor nominal.

Esto se debe a que en horas Punta y Llano, el factor de potencia de los aerogeneradores es inductivo, y en horas Valle es capacitivo.

Se puede ver el efecto en las figuras 47 y 48.

El efecto del fallo sobre el aerogenerador afectado es prácticamente el mismo sea cual sea el aerogenerador defectuoso. Aquí no hay ninguna impedancia de línea que

Figura 47

Horas Punta y Llano

Aerogenerador 6

Fallo trifásico


Ured = 1.00 p.u.

Vviento = 16-25 m/s

Figura 48

Horas Valle

Aerogenerador 6

Fallo trifásico


Ured = 1.00 p.u.

Vviento = 16-25 m/s


54

intervenga, y por tanto, ya que se está considerando que el fallo es el mismo en todos los ensayos, su efecto en el aerogenerador afectado será siempre el mismo.

Distancia del aerogenerador afectado a la red: El efecto del fallo en los aerogeneradores en los que no se ha producido el fallo, es mayor cuanto más lejos de la red esté el aerogenerador afectado. Por eso, un fallo en aerogeneradores del circuito 1, va a ser más severo que un fallo en aerogeneradores del circuito 2.

Esto se debe a que cuánto más alejado este el fallo, mayor parte del sistema recorrerá hasta llegar a la red, y por tanto, su influencia en el resto de los aerogeneradores será mayor.

El fallo más perjudicial será, por tanto, el producido en el aerogenerador 1, pues es el más alejado y si el fallo se produjera en él, el flujo de intensidad hasta llegar a la red recorrería más aerogeneradores que cualquier otro fallo.

Tipo de fallo: Todas las conclusiones anteriores son válidas para cualquier tipo de fallo. Si lo que se quiere es comparar el efecto que tiene el fallo dependiendo del tipo, se puede ordenar por orden de severidad (mayor valor de pico de la intensidad de los aerogeneradores y mayor tiempo de duración del transitorio) de la siguiente forma:

- Fallo trifásico: es el más severo, como era lógico de esperar, pues involucra a las tres fases durante el fallo.

- Fallo fase-fase-tierra: involucra solo dos fases (a y b) y la tierra.

- Fallo fase-fase: es muy similar al fase-fase-tierra pero su transitorio dura algo

menos en todos los casos.

- Fallo fase-tierra: es el menos severo, pues solo involucra a una de las fases (fase a).

Se puede ver la veracidad de esta conclusión con las figuras 49, 50, 51 y 52:

Figura 49

Fallo Trifásico

Aerogenerador 6


Ured = 1.00 p.u.

Vviento = 4 m/s

Horas Punta y Llano


55

Figura 52

Fallo Fase-Tierra

Aerogenerador 6


Ured = 1.00 p.u.

Vviento = 4 m/s

Horas Punta y Llano

Figura 51

Fallo Fase-Fase

Aerogenerador 6


Ured = 1.00 p.u.

Vviento = 4 m/s

Horas Punta y Llano

Figura 50

Fallo Fase-Fase-Tierra

Aerogenerador 6


Ured = 1.00 p.u.

Vviento = 4 m/s

Horas Punta y Llano


56

Por último, se puede decir, que el fallo más perjudicial sería el fallo trifásico producido en el Aerogenerador 1 (el más alejado de la red), para una velocidad de viento de 16 a 25 m/s y una tensión de red alta.

Con este ensayo se han podido obtener conclusiones acerca del comportamiento de los aerogeneradores en caso de que se produzca un fallo en uno de ellos. Lo que se hará a continuación, en el siguiente ensayo, va a ser estudiar el efecto que tendría una maniobra como puede ser la conexión o desconexión de un condensador. Esto va a ser muy útil pues, como ya se vio en el Ensayo 3, la conexión de condensadores va a ser necesaria para sacar el máximo partido al parque eólico.


57

9. Ensayo 6. Estudio de la conexión y desconexión de condensadores

Lo que se pretende en este ensayo es estudiar el efecto que tiene sobre la inyección de los aerogeneradores, la conexión y la desconexión de condensadores.

Para ello se van a hacer diferentes pruebas, tomando como referencia los siguientes parámetros:

- Tensión del nudo que conecta con la red: se van a estudiar diferentes casos para las tensiones mostradas en la Tabla 32.


Tensión de red (p.u.)

0.90 0.95 1.00 1.05 1.10

- Velocidad del viento: dependiendo de la velocidad del viento, y por tanto, de la

potencia activa y reactiva inyectada por los aerogeneradores, el sistema evolucionará de forma distinta ante el condensador en cuestión. Se pueden ver las velocidades del viento que se van a simular en la Tabla 33.



4 7 11 16

- Hora del día: según la discriminación horaria, y por tanto, el factor de potencia de

los aerogeneradores (inductivo en horas Punta y Llano, y capacitivo en horas Valle), el efecto de los condensadores pueden ser diferentes.

- Conexión/Desconexión del condensador: se van a hacer dos estudios

independientes, uno para la conexión de los condensadores y otro para la desconexión.

Los condensadores que se decidieron instalar en el ya nombrado Ensayo 3, y que van a ser el objeto de estudio de este ensayo, fueron los siguientes:

- Condensador 1: Baterías automáticas de compensación CP254, conexión en doble estrella, con regulador de energía reactiva Varlogic, regulable de 300 a 600 KVar.


58

- Condensador 2: Condensador monofásico sin fusibles internos modelo CP202 de 200 KVar de potencia reactiva nominal.

- Condensador 3: Condensador monofásico sin fusibles internos modelo CP202 de

150 KVar de potencia reactiva nominal.

Y la inyección de potencia reactiva en función de la tensión de red (U) y velocidad del viento (V) se puede ver en las Tablas 34 y 35.

Y después de realizar todos estos casos, explicados detalladamente en el Anexo 9, se han podido obtener las siguientes conclusiones:

El transitorio que se produce tanto para la conexión como para la desconexión de los condensadores es muy suave, llegando a valores de intensidad muy cercanos al valor nominal. Se puede ver en la escala de las gráficas, en la Figura 53, que la perturbación producida es muy pequeña.

U (p.u)

V (m/s)

Cond. 1

Cond. 2

Cond. 3

0.90

4 0 0 0 7 0 0 0 11 0.5 0 0 16 0.55 0.2 0.15

0.95

4 0 0 0 7 0 0 0 11 0.3 0 0 16 0.5 0.2 0

1.00

4 0 0 0 7 0 0 0 11 0 0.2 0 16 0.3 0.2 0

1.05

4 0 0 0 7 0 0 0 11 0 0 0.15 16 0.35 0 0

1.10

4 0 0 0 7 0 0 0 11 0 0 0 16 0 0.2 0

U (p.u.)

V (m/s)

Cond. 1

Cond. 2

Cond. 3

0.90

4 0 0 0 7 0 0 0 11 0 0 0 16 0 0 0

0.95

4 0 0 0 7 0 0 0 11 0 0 0 16 0 0 0

1.00

4 0 0 0 7 0 0 0 11 0 0 0 16 0 0 0

1.05

4 0 0 0 7 0 0 0 11 0 0 0 16 0 0 0

1.10

4 0 0 0 7 0 0 0 11 0 0 0 16 0 0 0

Tabla 35. Ciclos de funcionamiento de los condensadores. Horas Valle

Tabla 34. Ciclos de funcionamiento de los condensadores. Horas Punta y Llano


59

Distancia al condensador: A medida que el aerogenerador estudiado se aleja del aerogenerador 1, el aerogenerador donde se encuentra instalado el condensador que se ha conectado, y por tanto, se acerca más a la red, el efecto de la conexión del condensador se intensifica, llegando en el transitorio de intensidad a valores superiores y originando tiempos de duración del transitorio más elevados. Esto puede apreciarse con claridad en las figuras 53, 54, 55, 56 y 57.




60





61

En todos los casos se puede ver que al conectar el condensador, la intensidad se aleja de su valor nominal, estabilizándose posteriormente después de un pequeño transitorio en forma de amortiguamiento.

Como ya se ha dicho, a medida que nos alejamos del condensador, y nos acercamos a la red, el efecto de la conexión de éste hace que el pico del transitorio sea más intenso.

Se puede ver el efecto que produce en la figura 58, en la que se muestra el aerogenerador 6, para tensión de red 0.90 p.u. y velocidad del viento de 16-25 m/s.

Figura 58. Evolución de la intensidad al conectar un condensador

Para los aerogeneradores más cercanos a la red, y por tanto, más alejados del condensador, el transitorio de intensidad de estos no llega a estabilizarse totalmente 20 segundos después de la conexión. Pero al ser el transitorio tan pequeño (la escala está muy aumentada), los valores entre los que oscila están muy próximos. Se puede ver en la figura 59.

Figura 59. Evolución de la intensidad para el aerogenerador 19


62

Por otra parte, a medida que se aumenta la velocidad del viento, los valores entre los que oscila la intensidad de los aerogeneradores aumenta, y el valor de pico del transitorio también se hace más pronunciado. Esto era lógico de esperar, pues a mayor velocidad del viento, mayor es la potencia activa y reactiva que se introduce en los aerogeneradores, y la intensidad por tanto va a aumentar. Las figuras 60 y 61 muestran este efecto:

Si se fija la atención en la tensión de red, se ve que al aumentarla, los valores de intensidad con los que se trabaja van a disminuir. El valor de pico del transitorio de intensidad se va a ver reducido. El tiempo de duración de éste, sin embargo, se va a ver incrementado.

Es lógico de esperar, pues a mayor tensión de red, menor es la potencia reactiva que es necesario introducir con los condensadores, por lo que el efecto sobre el valor de pico de la intensidad se verá reducido.

Figura 60

Vviento = 11 m/s

Aerogenerador 6

Ured = 0.95 p.u.

Horas Punta y Llano

Conexión del condensador

Figura 61

Vviento = 16-25 m/s

Aerogenerador 6

Ured = 0.95 p.u.

Horas Punta y Llano



63

A pesar de esto, sigue siendo complicado sacar conclusiones a partir de estas gráficas, ya que es difícil diferenciar el transitorio propio de la inyección de intensidad de los aerogeneradores (transitorio inicial) y el inicial, que puede ser debido principalmente por errores de integración en el propio algoritmo del programa Digsilent.

Se puede decir por tanto, que el efecto de la conexión de un condensador en el sistema va a ser muy pequeño.

Las figuras 62, 63 y 64 muestran el efecto que tendrá la ya comentada tensión del nudo que conecta con la red.

Figura 62

Ured = 0.90 p.u.

Aerogenerador 1

Vviento = 11 m/s

Horas Punta y Llano


Figura 63

Ured = 1.00 p.u.

Aerogenerador 1

Vviento = 11 m/s

Horas Punta y Llano


Figura 64

Ured = 1.10 p.u.

Aerogenerador 1

Vviento = 11 m/s

Horas Punta y Llano



64

Por otra parte, se ha llegado a la conclusión de que al desconectar un condensador la evolución del transitorio va a ser prácticamente la misma que para su conexión, pero en el instante inicial se llega a valores superiores por encima del valor nominal, es decir, tenemos un transitorio algo más severo, aunque, como ya se comento anteriormente, en términos muy pequeños de intensidad.

Sin embargo, para la conexión se dan mayores diferencias por debajo del valor nominal. Por tanto, se puede decir que la operación realizada va a a tener importancia en el instante inicial del transitorio, pudiendose ver este efecto en las figuras 65 y 66.

Ya se han llegado a conclusiones acerca de cómo evolucionarían los aerogeneradores en caso de producirse fallos en una línea externa, fallos en barras de un aerogenerador o realizando una maniobra de conexión y desconexión de un condensador. Lo que se verá a continuación, en el último ensayo a realizar, será una comparativa entre generadores de inducción y generadores síncronos, es decir, cuál sería la evolución de la intensidad inyectada por los aerogeneradores, si éstos tuvieran generadores síncronos o, por el contrario, generadores de inducción.

Figura 66


Aerogenerador 1

Ured = 0.90 p.u.

Vviento = 16-25 m/s

Horas Punta y Llano

Figura 65

Desconexión del condensador

Aerogenerador 1

Ured = 0.90 p.u.

Vviento = 16-25 m/s

Horas Punta y Llano


65

10. Ensayo 7. Comparación entre generadores de inducción y generadores síncronos

Lo que se pretende en este ensayo es ver cómo afectaría al sistema la instalación de generadores de inducción o de generadores síncronos. La diferencia entre ambos va a ser un factor importante de estudio. Se van a tener en cuenta tres factores importantes para ver la diferencia entre ambos generadores. Estos van a ser las incidencias y maniobras estudiadas en los ensayos 4, 5 y 6, y se pueden ver en la Tabla 36.

Incidencias y maniobras Fallo en una línea externa

Fallo en barras de un aerogenerador Conexión de un condensador

Se han realizado ensayos, y quedan recogidos con detalle en el Anexo 10. De esta forma, se va a llegar a las siguientes conclusiones:

Sea cual sea el tipo de fallo, en los generadores de inducción se va a producir un mayor transitorio producido por el fallo en cuestión. Esto es una gran ventaja de los generadores síncronos. Se debe principalmente a que la electrónica de los síncronos es más cara y eficiente, por lo que se comporta mejor ante fallos en el sistema.

Si se observan los valores en las gráficas podemos ver que para un fallo en una línea externa, el transitorio que se produce en la intensidad inyectada por los aerogeneradores tiene un valor de pico mucho mayor en los generadores de inducción. El tiempo de transitorio sin embargo, se ve reducido levemente en comparación con los generadores síncronos. El motivo por el cual la intensidad tiene un valor de pico inferior en los generadores síncronos es que la mayor parte de la intensidad que recorre el generador va por el lado del convertidor, es decir, se controla las intensidades del lado del rotor, por lo que se tiene un mayor control, mientras que el control en los generadores de inducción es inferior, ya que se realiza un control de la intensidad del lado del estator, intensidad que no recorre el convertidor, produciéndose valores de pico de intensidad superiores. Se puede ver el efecto del fallo en una línea externa en las figuras 67 y 68.

Figura 67

Generador Síncrono

Aerogenerador 10

Fallo trifásico en una línea externa

Ured = 1.00 p.u.

Vviento = 16-25 m/s

Horas Valle

Tabla 36. Incidencias y maniobras simuladas para la comparación de generadores de inducción y generadores síncronos


66

Como se puede ver en las figuras 67 y 68, en los generadores de inducción, el fallo en una línea externa provoca que la intensidad inyectada por los aerogeneradores tenga un valor de pico en su transitorio de hasta casi seis veces su valor nominal, mientras que la electrónica de potencia de los generadores síncronos consigue que el valor de pico se vea reducido hasta menos de cuatro veces su valor nominal.

Si se presta atención ahora el caso del fallo en barras de un aerogenerador, se puede ver la evolución de la intensidad inyectada por los aerogeneradores en las figuras 69 y 70:

Figura 68

Generador de inducción

Aerogenerador 10

Fallo trifásico en una línea externa

Ured = 1.00 p.u.

Vviento = 16-25 m/s

Horas Valle

Figura 69

Generador Síncrono

Aerogenerador 10

Fallo trifásico en un aerogenerador

Ured = 1.00 p.u.

Vviento = 16-25 m/s

Horas Valle

Figura 70


Aerogenerador 10

Fallo trifásico en un aerogenerador

Ured = 1.00 p.u.

Vviento = 16-25 m/s

Horas Valle


67

Se puede ver cómo para este tipo de fallo, en las figuras 69 y 70, como en los generadores de inducción, el pico del transitorio de intensidad inyectada por los aerogeneradores llega hasta valores superiores a dos veces su valor nominal, mientras que en los generadores síncronos este valor no llega a dos veces su valor nominal.

Por último, se va a estudiar cual sería la respuesta de los dos tipos de generadores cuando se conecte un condensador en un nudo interno del parque. Podemos ver el efecto en las figuras 71 y 72.

Para la conexión de un condensador, se puede ver que para ambos casos el transitorio que se produce es muy pequeño, casi inapreciable. Sin embargo, se puede ver en las figuras 71 y 72, a una escala adecuada, que el transitorio producido para generadores de inducción es más severo que para generadores síncronos.

Figura 71

Generador síncrono

Aerogenerador 10

Conexión de un condensador

Ured = 1.00 p.u.

Vviento = 16-25 m/s

Horas Valle

Figura 72


Aerogenerador 10

Conexión de un condensador

Ured = 1.00 p.u.

Vviento = 16-25 m/s

Horas Valle


68

Se llega por tanto a la conclusión de que ante diversas incidencias y maniobras en el sistema, tienen mejor comportamiento los generadores síncronos en comparación con los generadores de inducción, pues estos últimos son mucho más sensibles ante fallos o perturbaciones en el sistema.

Con todos estos ensayos se ha conseguido mejorar el parque eólico que se tenía desde dos puntos de vista, técnica y económicamente.


69

11. Lista de figuras y tablas

En este apartado se recoge un resumen de todas las figuras y tablas que aparecen en el proyecto.

11.1. Tablas

Tabla 1. Bonificaciones según factor de potencia……………………………….página 3 Tabla 2. Distribución eléctrica del parque eólico en MT………………………...página 7

Tabla 3. Secciones y longitudes de los conductores en 20 kV…………………..página 7

Tabla 4. Características de los conductores a 20 kV…………………………….página 8

Tabla 5. Características del conductor a 132 kV………………………………...página 8

Tabla 6. Velocidades de viento simuladas en el Ensayo 1……………………..página 11

Tabla 7. Tensiones del nudo que conecta con la red simuladas en el ensayo 1...página 11

Tabla 8. Resultados óptimos del Ensayo 1……………………………………..página 12

Tabla 9A. Factor de potencia óptimo para los aerogeneradores 1 a 10. Ensayo 1………………………………………………………………………………....página 12

Tabla 9B. Factor de potencia óptimo para los aerogeneradores 11 a 20. Ensayo 1………………………………………………………………………………....página 13

Tabla 10. Discriminación horaria según estación…………………………..…..página 15

Tabla 11. Bonificaciones según factor de potencia…………………………….página 15

Tabla 12. Ingresos por venta de energía del Ensayo 1………………………….página 16

Tabla 13. Resultados del ensayo 2 para el estudio del nudo de instalación del condensador…………………………………………………………………….página 17

Tabla 14. Potencia reactiva a inyectar por los condensadores instalados………página 18

Tabla 15. Ciclos de funcionamiento de los condensadores a instalar. Ensayo 2.página 20


Tabla 17. Comparación de ingresos Ensayos 1 y 2…………………………….página 21

Tabla 18. Bonificación según factor de potencia……………………………….página 22


70

Tabla 19A. Factor de potencia óptimo para los aerogeneradores 1 a 10 en horas Punta y Llano…………….……………………………………………………………...página 23

Tabla 19B. Factor de potencia óptimo para los aerogeneradores 11 a 20 en horas Punta y Llano……….....………………………………………………………………...página 24

Tabla 20A. Factor de potencia óptimo para los aerogeneradores 1 a 10 en horas Valle….…………………………………………………………………………página 25

Tabla 20B. Factor de potencia óptimo para los aerogeneradores 11 a 20 en horas Valle….…………………………………………………………………………página 26

Tabla 21. Ciclos de funcionamiento de los condensadores a instalar en horas Punta y Llano. Ensayo 3………………………………………………………………...página 27

Tabla 22. Ciclos de funcionamiento de los condensadores a instalar en horas Valle. Ensayo 3………………………………………………………………………...página 28


Tabla 24. Comparación de ingresos Ensayos 1 y 3…………………………….página 29

Tabla 25. Tipos de fallos simulados……………………………………………página 30

Tabla 26. Distancias de fallo simuladas…………………………………...……página 30

Tabla 27. Tensiones de red simuladas………………………………………….página 31

Tabla 28. Velocidades de viento simuladas…………………………………….página 3

Tabla 29. Tipos de fallo simulados……………………………………………..página 44


Tabla 31. Velocidades de viento simuladas…………………………………….página 44


Tabla 33. Velocidades de viento simuladas……………………………………página 57

Tabla 34. Ciclos de funcionamiento de los condensadores. Horas Punta y Llano……………………………………………………………………………página 58

Tabla 35. Ciclos de funcionamiento de los condensadores. Horas Valle………página 58

Tabla 36. Incidencias y maniobras simuladas para la comparación de generadores de inducción y generadores síncronos……………………………………………..página 65


71

11.2. Figuras

Figura 1. Partes constituyentes de un aerogenerador tipo………………………..página 6

Figura 2. Curva de potencia del aerogenerador Gamesa G-52 de 850 kW………página 6

Figura 3. Representación del fallo en una línea externa………………………..página 31

Figura 4. Hueco de tensión producido por el fallo en una línea externa…….…página 32

Figura 5. Aerogenerador 1……………………………………………………...página 33

Figura 6. Aerogenerador 6……………………………………………………...página 33

Figura 7. Aerogenerador 14…………………………………………………….página 33



Figura 10. Aerogenerador 20…………………………………………………...página 34

Figura 11. Vviento = 4 m/s. Aerogenerador 19…………………………………..página 35


Figura 13. Vviento = 11 m/s. Aerogenerador 19………………………………….página 36

Figura 14. Vviento = 16-25 m/s. Aerogenerador 19……………………………...página 36


Figura 16. Vviento = 16-25 m/s. Aerogenerador 19……………………………...página 37

Figura 17. Ured = 0.90 p.u……………………………………………………….página 38



Figura 20. Horas Punta y Llano………………………………………………...página 39

Figura 21. Horas Valle………………………………………………………….página 39

Figura 22. Lext = 10 km………………………………………………………..página 40



Figura 25. Fallo trifásico………………………………………………………..página 42

Figura 26. Fallo fase-fase-tierra………………………………………………...página 42


72

Figura 27. Fallo fase-fase……………………………………………………….página 42

Figura 28. Fallo fase-tierra……………………………………………………...página 43

Figura 29. Hueco de tensión. Fallo trifásico……………………………………página 45

Figura 30. Hueco de tensión. Fallo fase-tierra………………………………….página 45

Figura 31. Hueco de tensión. Fallo fase-fase…………………………………...página 46

Figura 32. Hueco de tensión. Fallo fase-fase-tierra…………………………….página 46



Figura 35. Aerogenerador 1 (fallo)……………………………………………..página 48





Figura 40. Vviento = 4 m/s………………………………………………………..página 50

Figura 41. Vviento = 7 m/s………………………………………………………..página 51

Figura 42. Vviento = 11 m/s………………………………………………………página 51

Figura 43. Vviento = 16-25 m/s…………………………………………………..página 51




Figura 47. Horas Punta y Llano………………………………………………...página 53

Figura 48. Horas Valle………………………………………………………….página 53

Figura 49. Fallo trifásico………………………………………………………..página 54

Figura 50. Fallo fase-fase-tierra………………………………………………...página 55

Figura 51. Fallo fase-fase……………………………………………………….página 55

Figura 52. Fallo fase-tierra……………………………………………………...página 55



73





Figura 58. Evolución de la intensidad al conectar un condensador…………….página 61

Figura 59. Evolución de la intensidad para el aerogenerador 19……………….página 61

Figura 60. Vviento = 11 m/s………………………………………………………página 62

Figura 61. Vviento = 16-25 m/s…………………………………………………..página 62




Figura 65. Desconexión del condensador………………………………………página 64

Figura 66. Conexión del condensador………………………………………….página 64

Figura 67. Generador síncrono. Fallo trifásico en una línea externa…………...página 65

Figura 68. Generador de inducción. Fallo trifásico en una línea externa………página 66

Figura 69. Generador síncrono. Fallo trifásico en un aerogenerador…………..página 66

Figura 70. Generador de inducción. Fallo trifásico en un aerogenerador………página 66

Figura 71. Generador síncrono. Conexión de un condensador…………………página 67

Figura 72. Generador de inducción. Conexión de un condensador…………….página 67


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12. Bibliografía

- Reactive Power Capability of a Wind Turbine with Doubly Fed Induction Generator (www.interscience.wiley.com)

- Fuzzy Evaluation Based Multi-objective Reactive Power Optimization in Distribution Networks ( Jiachuan Shi and Yutian Liu – School of Electrical Engineering, Shangdong University, Jinan, China)

- Reactive Power Generation by DFIG Based Wind Farms with AC Grid Connection (I. Erlich, M. Wilch and C. Feltes – University Duisburg-Essen)

- Catálogo de turbinas eólicas Gamesa, disponible en línea/Internet en http://www. gamesa.com

control de la potencia reactiva en un parque eÓlico de...

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