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ResumenLa Generacin Distribuida (GD) es una alternativa para mejorar las condiciones de continuidad y calidad de suministro de los Sistemas Elctricos. Si bien existen pases donde el nivel de penetracin de estas tecnologas es alto, en Chile su proceso de integracin est en una fase incipiente. En este contexto, es de relevancia disponer de estudios que evalen el efecto de estas tecnologas en los sistemas nacionales. Este trabajo presenta un anlisis estacionario y dinmico de la operacin de parques elicos interconectados al SIC. Se consideran tecnologas de generacin de velocidad fija y variable. Como plataforma de simulacin se utiliza el programa comercial DigSilent. Los resultados muestran el efecto de distintos niveles de penetracin en el factor de potencia y regulacin de tensin de una empresa de distribucin. Asimismo, se establecen los requerimientos de potencia reactiva asociados a cada tecnologa. Los efectos detectados son abordables sin mayores dificultades en trminos tcnicos. El trabajo detecta la necesidad de nuevos estudios en este tema, particularmente en lo que se refiere a integracin de parques con niveles de potencia mayores a 50 MW.

Palabras ClaveGeneracin Distribuida, Centrales Elicas, Parques Elicos, Sistemas Dinmicos.

I. INTRODUCCION As modificaciones en el rea de la generacin distribuida (GD) realizadas en el marco de las denominadas Leyes

Cortas I y II, crean importantes desafos y necesidades en la industria elctrica nacional. Las modificaciones a la Ley General de Servicios Elctricos (DFL No.1), mediante la promulgacin de la Ley 19.940 (13 de marzo 2004) y la Ley N 20.018 (19 de mayo 2005), entregan beneficios a potenciales proyectos de GD, los cuales se pueden resumir en los siguientes puntos:

1) Liberacin de pago total o parcial de derechos de peaje

por uso del sistema de Transmisin para generadores cuya potencia sea inferior a 20 MW.

2) Obligacin a las empresas de distribucin de permitir la conexin a sus redes de media tensin a generadores con potencia menor o igual a 9 MW.

3) Derecho a hacer uso de un mecanismo de estabilizacin de precios para generadores con potencies inferiores a 9 MW.

4) Derecho a participar en las transferencias de energa y potencia del Mercado mayorista de energa.

5) Obligatoriedad de compra de energa. Se espera que estas medidas fomenten las energas renovables,

las cuales podran incorporarse masivamente como un actor relevante a nivel de sistema en un futuro cercano. Esto abre el desafo de caracterizar apropiadamente estas nuevas tecnologas y a la vez de estudiar su impacto en las actuales redes, tanto a nivel de transmisin como de subtransmisin y distribucin. En este contexto, el presente trabajo se enfoca a la caracterizacin del comportamiento dinmico de centrales elicas sincronizadas a la red. Especficamente, en este trabajo se aborda este problema estudiando el funcionamiento tipo parque, en un anlisis de la operacin de estas unidades interconectadas a sistemas longitudinales como los chilenos. El estudio consiste en simular la insercin de diferentes parques elicos en redes longitudinales representativas del Sistema Interconectado Centra. Dos son los tipos de parques simulados: con generadores de induccin directamente conectados a la red (o de velocidad fija) y con generadores de induccin de velocidad variable (o doblemente alimentados) en redes de 12, 23 y 66 kV. Dependiendo del tipo de generador involucrado y de la velocidad (fija o variable) a la cual funciona el sistema, se tienen distintas configuraciones de generadores elicos. Un resumen con las configuraciones ms usadas en la actualidad es la siguiente: Generador Directamente conectado a la red

o Operacin a velocidad fija o Principalmente generadores de Induccin o Necesidad de compensacin

Sistema con etapa CA-CC-CA o Operacin a velocidad variable o Generadores sincrnicos y asincrnicos

Este trabajo se concentra en configuraciones que utilizan generadores de induccin solamente. En este documento se analiza el comportamiento dinmico de los parques elicos, y se identifican en forma crtica los principales problemas y ventajas que estos arreglos ofrecen.

II. CONFIGURACIONES TIPICAS La Figura 1 presenta las principales componentes de un parque elico tpico con generadores de induccin. En este caso la turbina opera a velocidad fija, transfiriendo la potencia generada directamente al sistema elctrico.

Anlisis Dinmico de la Operacin de Parques Elicos Interconectados al SIC

Luis S. Vargas, Claudia Rahmann, Rodrigo Palma-Behnke

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Figura 1. Parque elico con generador de induccin a velocidad fija

Tal como se dijo anteriormente, los generadores de induccin demandan potencia reactiva que debe ser abastecida ya sea por la red elctrica, o a travs de la instalacin de equipos de compensacin como bancos de condensadores o equipos de electrnica de potencia. De forma tal de mantener los costos lo ms bajo posibles, generalmente la solucin entregada por los bancos de condensadores shunt locales es la ms utilizada. En algunas configuraciones, es necesaria una compensacin reactiva especial en el lmite del parque elico definido por el punto de acoplamiento comn o PCC1 por sus siglas en ingls, como por ejemplo compensacin reactiva variable. En otros casos, los niveles/variaciones de voltaje en el PCC pueden demandar un transformador con cambiador de derivacin bajo carga. Generalmente los condensadores son diseados para proporcionar un factor de potencia bueno a una cierta velocidad de viento [1-2]. Las variaciones de la potencia activa y reactiva en los sistemas de velocidad fija debido a las variaciones en la velocidad del viento, son un importante problema de operacin que ha hecho poco a poco ms frecuente el uso de sistemas de velocidad variable. Por su parte, la operacin a velocidad variable presenta beneficios tales como el de reducir las fluctuaciones de voltaje en el PCC y el de un control independiente de la potencia activa y reactiva entregada a la red. Otro beneficio es que la velocidad del rotor puede ser ajustada en funcin de la velocidad del viento, de forma tal de mantener la relacin entre la velocidad lineal de las aspas y la velocidad del viento (TSR2) en su valor ptimo. A esta TSR, la eficiencia

aerodinmica PC es mxima, lo que significa que la conversin de energa es a su vez maximizada. La mayor desventaja es la de un mayor costo de la turbina en comparacin a las de operacin a velocidad fija debido principalmente al a etapa inversora. Existen bsicamente dos enfoques en los aerogeneradores de velocidad variable. Un primer enfoque es uno en el cual toda la potencia generada por la turbina debe pasar a travs de un convertidor de frecuencia antes de ser entrega a la red

1 Del ingls Point of Common Coupling 2 del ingls Tip Speed Ratio

permitiendo, por ende, un amplio rango de variacin de velocidad. El segundo cuenta con un rango restringido de variacin de velocidad en el cual slo una fraccin de la potencia de la turbina debe ser convertida [3]. La Figura 2 presenta las principales componentes de un parque elico de velocidad variable con generador de induccin doblemente alimentado. La principal caracterstica de la mquina es la de ser excitada tanto desde el estator como del rotor [4]. Esto se aprecia claramente en la Figura 2, donde los devanados del estator estn directamente conectados a la red mientras que los del rotor se conectan a esta mediante un convertidor de potencia bi-direccional. El conversor del lado de la red trabaja siempre a la frecuencia de la red, mientras que el conversor del lado del rotor lo hace a frecuencia variable dependiendo del punto de operacin [5]. Las variaciones de la velocidad de la turbina tpicamente estn en el rango de 10 a %25 dependiendo de las dimensiones del conversor [1]. Con la finalidad de cubrir un amplio rango de operacin, el generador de induccin doblemente alimentado est capacitado para trabajar como generador tanto

en la zona con deslizamiento positivo ( 0>s ) como negativo ( 0

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Figura 3. Parque elico con generador sincrnico multipolo de

velocidad variable

Finalmente, la Figura 4 muestra el mismo esquema de la figura anterior pero con un generador sincrnico clsico donde se debe incluir una caja de engranajes [1], [8]. En ambos casos, el conversor se puede usar para controlar la potencia activa y reactiva en forma independiente.

Figura 4. Parque elico con generador sincrnico de velocidad

variable

III. SISTEMAS DE CONTROL La Figura 5 representa un esquema general del control implementado para una turbina de velocidad variable con generador de induccin doblemente alimentado. El esquema de control se puede dividir en tres partes principales: el control del ngulo de paso de las aspas del aerogenerador (regulacin de velocidad), el control del conversor en el lado del rotor y el control del conversor en el lado de la red.

Figura 5. Sistema de control con generador de induccin doblemente

alimentado

La Figura 6 muestra el esquema de un generador de induccin de velocidad fija directamente conectado a la red. El sistema consta del control para regular el ngulo de las aspas del aerogenerador, del modelo aerodinmico, mecnico y el modelo del generador. El modelo mecnico, aerodinmico y del control del ngulo de las aspas del aerogenerador son los mismos que en el caso del generador de induccin doblemente alimentado.

Figura 6. Sistema de control con generador de induccin

IV. RESULTADOS La Figura 7 muestra la estructura de la red de distribucin donde se insertan los parques elicos.

Figura 7. Red utilizada en el estudio

A continuacin se muestran los resultados dinmicos obtenidos al aplicar un cortocircuito trifsico en el PCC en el instante t=0,5 seg. La falla se despeja reconectando la lnea que sale hacia la red desde el PCC, a los 7,5 ciclos.

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Los casos mostrados son los de los parques de 15 MW de capacidad nominal en la red de 66 kV, de velocidad fija y variable.

A. Velocidad Fija La Tabla 1 muestra la carga en rgimen permanente de las lneas de la red (con respecto a la capacidad nominal de la lnea en MVA), mientras que la Tabla 2 muestra los voltajes y potencias en la Subestacin y en el PCC.

Lnea entre barras % de carga

Lnea 1 PCC B_1 36,82

Lnea 2 B_1 B_2 43,62

Lnea 3 B_2 S/E 47,63 Tabla 1. Carga en las lneas, velocidad fija, 66 kV, 15 MW

Barra PCC Barra S/E [ ]..upV 0,97 1,02 ( )cos - 0,95

P [MW] (a la red)

Q [MVar] (a la red)

S/E 11,16 3,70 Parque elico

10,42 -8,24

Tabla 2. Flujo de potencia, velocidad fija, 66 kV, 15 MW

De las Tablas 1 y 2 se observa que la insercin de un parque de 15 MW de capacidad nominal, en el que la potencia suministrada por el parque divida por la demanda total de la red es 0,5 (=PS/DR), no presenta complicacin alguna en la operacin en rgimen permanente del sistema. Ms an, comparando con la situacin base (Tablas 4.9 y 4.10), se observa una mejora importante en el perfil de voltajes de la red, determinando, por ende, mejor calidad de servicio en el sistema.

La Figura 8 muestra la frecuencia en la Subestacin y en el PCC. Las lneas verticales indican los tiempos en que ocurren la falla y el despeje de la falla, respectivamente.

Figura 8. Grfico superior: Frecuencia en S/E. Grfico inferior:

Frecuencia en PCC. Velocidad fija, 66 kV, 15 MW

De los grficos se observa que la frecuencia en la Subestacin y en el PCC presentan oscilaciones amortiguadas en torno al nuevo punto de operacin4, durante el primer segundo aproximadamente (despus de ocurrida la falla), estabilizndose cerca del instante t=1.5 seg. En la Figura 8 se aprecia a su vez que la frecuencia en la Subestacin tiende a disminuir durante el tiempo que dura la falla, mientras que en el punto de conexin del parque tiende a aumentar (al menos los primeros milisegundos que dura la falla). El aumento de la frecuencia en el PCC se explica porque el cortocircuito en el punto de conexin del parque implica que los generadores disminuyen su entrega de potencia5, lo que hace que estos se aceleren, determinando, por ende, un aumento en la frecuencia de operacin. Con respecto a la frecuencia en la Subestacin, la situacin es inversa. Al no haber suministro de potencia por parte del parque elico, el sistema debe comenzar a entregar la potencia requerida por la red6, aumentando rpida y considerablemente su generacin7, y determinando la desaceleracin de la mquina sincrnica equivalente8. Por otra parte, la frecuencia en la Subestacin muestra un sobrepaso mximo de -0,876% para t=0.812 seg, es decir, 162 mseg despus de despejada la falla. Con respecto a la frecuencia en el PCC, su sobrepaso mximo fue de -3,772% en el instante de despeje de falla y el tiempo de asentamiento, es decir, el tiempo en que la frecuencia alcanza un rango alrededor de un 1% de su valor de rgimen permanente, es 547 mseg. En cuanto a las tensiones en la Subestacin y en el PCC, inmediatamente despus de ocurrida la falla, stas descienden a valores muy bajos producto del cortocircuito trifsico. Luego, una vez despejada la falla, comienzan a aumentar en forma oscilante a sus valores respectivos de rgimen permanente, para finalmente presentar oscilaciones amortiguadas de pequea magnitud, en torno al valor de rgimen a partir del instante t=1,5 seg aproximadamente. La Figura 9 muestra el voltaje en la Subestacin y en el PCC, donde las lneas rojas marcan una banda de un 5% en torno al valor de rgimen permanente y nuevamente las verdes los instantes de falla y despeje de falla.

4 El cual en ambos casos se encuentra levemente por debajo del valor

inicial. 5 En estas condiciones cada generador suministra slo la potencia necesaria

para abastecer las prdidas del circuito equivalente de la mquina 6 Principalmente relacionada con prdidas 7 A este respecto, es importante sealar que durante emergencias, la

potencia requerida por la red es mayor que en operacin normal (a pesar que los consumos disminuyen) debido a que las prdidas aumentan considerablemente por las corrientes de falla.

8 Detalles de este generador sincrnico equivalente se muestran en el Anexo A

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Figura 9. Grfico superior: Tensin en S/E. Grfico inferior: Tensin

en PCC. Velocidad fija, 66 kV, 15 MW De la Figura 9 se obtiene que el voltaje en la Subestacin desciende hasta llegar a 0,728 p.u. durante la falla, alcanzando una banda alrededor de un 5% de su valor inicial despus de 863 mseg de despejada la falla. Con respecto al voltaje en el PCC, ste presenta un tiempo de asentamiento de 680 mseg. La Figura 10 muestra el factor de potencia en la Subestacin, donde las lneas azules marcan una banda de un 10% en torno al valor de rgimen permanente.

Figura 10. Factor de potencia en la S/E. Velocidad fija, 66 kV, 15

MW A partir de la Figura 10 se observa que una vez despejada la falla, el factor de potencia en la Subestacin comienza a descender en forma oscilatoria, presentando cambios bruscos durante 1 segundo aproximadamente. Si se ven nuevamente los grficos para la frecuencia y el voltaje en la Subestacin (Figuras 8 y 9), esta respuesta del factor de potencia resulta natural, dada la ntima relacin existente entre la potencia activa versus la frecuencia y la potencia reactiva versus el voltaje. El tiempo de asentamiento del factor de potencia, con respecto a una banda alrededor de un 10% de su valor de rgimen permanente, fue de 4,498 seg medido a partir del despeje de la falla.

En cuanto a la velocidad de los generadores del parque, la respuesta muestra oscilaciones amortiguadas en torno a su valor de rgimen permanente, con un sobrepaso mximo de 15,75% en el instante 0,694 seg, es decir, 44 mseg despus de despejada la falla. La respuesta se estabiliza en una banda de un 5% alrededor de su valor de rgimen despus de 369 mseg de despejada la falla. La Figura 12 muestra la velocidad de

uno de los generadores del parque9, donde se destaca la banda de un 5% en torno al valor de rgimen permanente.

Figura 12. Velocidad del generador. Velocidad fija, 66 kV, 15 MW

B. Velocidad variable La Tabla 3 muestra la carga en rgimen permanente de las lneas de la red y la Tabla 4 los voltajes y potencias en la Subestacin y en el PCC.

Lnea entre barras % de carga Lnea 1 PCC B_1 14,52 Lnea 2 B_1 B_2 17,28 Lnea 3 B_2 S/E 46,66

Tabla 3. Carga en las lneas, velocidad variable, 66 kV, 15 MW

Barra PCC Barra S/E [ ]..upV 0,98 1,01 ( )cos - 0,95

P [MW] (a la red)

Q [MVar] (a la red)

S/E 10,84 3,56 Parque elico 10,44 -0,72

Tabla 4. Flujo de potencia, velocidad variable, 66 kV, 15 MW

Al igual que en el caso del parque de velocidad fija, se observa que la insercin de un parque de velocidad variable donde el cuociente entre la potencia suministrada por el parque y la demanda de la red es 0,5 (=PS/DR), no presenta complicaciones en la operacin del sistema. La Figura 14 muestra la frecuencia en la Subestacin y en el PCC. Las lneas azules marcan una banda de un 1% en torno al valor de rgimen permanente, las verdes los tiempos en que ocurren la falla y el despeje de la falla, y la negra el tiempo en el que se desconecta la impedancia adicional del rotor (proteccin contra sobrecorrientes).

9 La velocidad es la misma para los tres generadores, pues se encuentran

todos en el mismo punto de operacin y bajo iguales condiciones

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Figura 14. Grfico superior: Frecuencia en S/E. Grfico inferior:

Frecuencia en PCC. Velocidad variable, 66 kV, 15 MW

La figura muestra que la frecuencia en la Subestacin y en el PCC no presenta mayores oscilaciones (a diferencia de los sistemas de velocidad fija), sino ms bien algunos picos10 bien definidos, ya sean en el instante de falla, del despeje de falla y/o en el de desconexin de la impedancia adicional del rotor. Nuevamente, al igual que en el parque de velocidad fija, la figura muestra que en el instante de la falla la frecuencia en el PCC aumenta y en la Subestacin disminuye. Sin embargo en este caso se tiene que el aumento de la frecuencia en el PCC es de corta duracin, no prolongndose por todo el tiempo que dura la falla, sino presentndose como un pico en el instante mismo en que esta ocurre (t=0.65 seg). Por otra parte, la frecuencia en la Subestacin muestra un sobrepaso mximo de 1,482% en el instante que se desconecta la impedancia adicional del rotor (t=0.659 seg) y alcanza una banda alrededor de un 1% de su valor de rgimen permanente 18 mseg despus del despeje de la falla. En cuanto a la frecuencia en la barra del PCC, su sobrepaso mximo fue de -10,73% en el instante t= 0,66seg con un tiempo de asentamiento de 58 mseg. La Figura 15 muestra el voltaje en la Subestacin y en el PCC donde las lneas rojas marcan una banda de un 5% en torno al valor de rgimen permanente, las lneas verdes los eventos de falla y despeje de falla y la negra la desconexin de la impedancia adicional del rotor.

Figura 15. Grfico superior: Tensin en S/E. Grfico inferior:

Tensin en PCC. Velocidad variable, 66 kV, 15 MW

10 traduccin del ingles Peaks

Comparando con los resultados obtenidos para el parque de velocidad fija (Figura 5.6), la respuesta dinmica del voltaje en los generadores de velocidad variable es mucho mejor, no detectndose un comportamiento oscilatorio en la respuesta. Concretamente, durante la falla, las tensiones en el PCC y en la Subestacin descienden a valores muy bajos, para finalmente retomar sus valores de rgimen permanente inmediatamente despus de la desconexin de la impedancia adicional del rotor.

En cuanto a tiempos de asentamiento, el voltaje en la Subestacin alcanza una banda alrededor de un 5% de su valor inicial despus de 10 mseg de despejada la falla y en el PCC despus de 11 mseg. Por otra parte, la tensin en la Subestacin, desciende hasta 0,715 [p.u.] durante la falla. La Figura 16 muestra el factor de potencia en la Subestacin, donde las lneas azules marcan una banda de un 10% en torno al valor de rgimen permanente.

Figura 16. Factor de potencia en la S/E. Velocidad variable, 66 kV, 15 MW De la Figura 16 se observa que: 1) durante la falla, el factor de potencia desciende hasta un valor cercano a 0,8, 2) entre el despeje de la falla y la desconexin de la impedancia adicional del rotor, cae bruscamente a 0,4 y, 3) 48 mseg despus de desconectar la impedancia adicional del rotor, entra en la banda alrededor de un 10% de su valor inicial. Otro punto importante que se obtiene de la Figura 16 es que, a diferencia del caso del parque de velocidad fija, la respuesta del factor de potencia no presenta mayores oscilaciones.

V. CONCLUSIONES

Respecto de los resultados obtenidos para el rgimen permanente del sistema, lo primero que se observa es una estrecha relacin entre la potencia suministrada por el parque y la demanda de la red, y la mxima incorporacin de generacin elica de forma tal de mantener niveles de seguridad y calidad de servicio adecuados en el sistema. Concretamente, cuando la potencia suministrada por el parque es comparable a la demanda de la red, se observan problemas con el factor de potencia en la Subestacin. En efecto, el factor de potencia disminuye considerablemente, por ejemplo, en torno a 0,7, implicando que las magnitudes de la potencia

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activa y reactiva quedan del mismo orden de magnitud. Por otra parte, si la potencia activa suministrada por el parque aumenta a valores tal que supere la demanda de la red, la situacin empeora an ms al presentarse perfiles de voltaje mucho mayores que los existentes en la situacin base. Para niveles de penetracin de energa elica no comparables con la demanda de la red, una ventaja que se destaca indistintamente de ambas tecnologas, es la mejora del perfil de voltajes de la red. Ms an, si la red en consideracin es una red rural con caractersticas de regulacin de tensin deficientes, la mejora del perfil de voltajes que produce la incorporacin de un parque elico se vuelve an ms significativa debido al aumento sustancial que se produce en la calidad de servicio del sistema. La diferencia ms importante, en el desempeo en rgimen permanente de las dos tecnologas, es el alto consumo de reactivos en los parques de velocidad fija en relacin a los de velocidad variable. Sin embargo, esta situacin es fcilmente solucionable mediante un dimensionamiento apropiado de la compensacin reactiva. Con respecto a la simulacin dinmica de los parques, se observa que las principales diferencias en la respuesta del sistema son producto del eficiente control de potencia en el punto de conexin del parque en los sistemas de velocidad variable. Sin embargo, a pesar de la ausencia de control de potencia en los parques de velocidad fija, la respuesta del sistema en este caso se mantiene dentro de mrgenes aceptables, no observndose situaciones crticas o anormales en el desempeo de la tecnologa. Como conclusin general, la incorporacin de parques elicos en redes de distribucin con caractersticas similares al Sistema Elctrico Chileno, no presenta complicaciones tcnicas de envergadura en la operacin, seguridad o calidad de servicio del sistema con ninguna de las tecnologas estudiadas.

AGRADECIMIENTOS Se agradece el apoyo financiero del proyecto Fondecyt N 1050346.

REFERENCIAS

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