CAPÍTULO 1

CAPÍTULO 1. Introducción

Los sistemas eléctricos de generación, transporte, distribución y consumo se basan en la utilización de la corriente alterna. Actualmente, el grueso de la energía eléctrica se transporta mediante sistemas trifásicos en corriente alterna. Hoy en día, los sistemas de alimentación en corriente alterna están tan extendidos y universalmente aceptados que es difícil pensar que en los albores de la era de la electricidad esta situación distaba mucho de resultar evidente. Así, mientras que la primera línea de transporte de energía eléctrica en Europa se realizó en 1888, mediante una conexión en alterna trifásica de 25 kV y unos 175 km de longitud entre Laufen y Frankfurt, en los EEUU, el transporte y distribución de energía se intentó primero en corriente continua, cuando las invenciones de Thomas A. Edison se convirtieron en el incentivo para el desarrollo de redes en corriente continua.

En los primeros días de comercialización de la energía eléctrica, el transporte de energía para iluminación y la alimentación de las cargas mecánicas se realizaba a la misma tensión, lo que limitaba la distancia entre la planta de generación y los consumidores. En 1882, la generación era con corriente continua, cuya tensión no era fácil de elevar para conseguir un transporte a larga distancia, con buen rendimiento. Para tener un funcionamiento eficiente, los diferentes tipos de cargas (por ejemplo, iluminación, motores y sistemas de tracción y de transporte ferroviarios) requieren diferentes tensiones de alimentación, lo que hacía necesario utilizar generadores y circuitos separados. Debido a esta especialización de las líneas de transporte y a la ineficiencia (pérdidas elevadas) de los circuitos de baja tensión y elevada intensidad, era necesario disponer los generadores cerca de sus cargas. En esa época parecía que la industria se encaminaba hacia lo que hoy se conoce como un sistema de generación distribuida, con un elevado número de pequeños generadores ubicados en las proximidades de sus cargas.

George Westinghouse y Nikola Tesla, ambos defensores de las ventas de la corriente alterna, pusieron en cuestión las bases del sistema para la transmisión de potencia en corriente continua. Finalmente, la "guerra de las corrientes", como se denominó al gran debate entre los defensores de la corriente alterna y la continua,

2 CAPÍTULO 1. Introducción lo ganaron los defensores de la alterna. Uno de los principales factores que contribuyen a la victoria de la corriente alterna fue que en 1885, los ingenieros húngaros Otto Blathy, Miksa Déri y Károly Zipernowsky, inventaron el modelo ZBD (iniciales de sus nombres) de transformador de corriente alterna. A partir de ese momento, la corriente alterna trifásica ofrecía dos grandes ventajas:

• Los transformadores permitían el uso de niveles de tensión cada vez más elevados, lo que hacía posible el transporte de energía eléctrica a grandes distancias de forma eficiente y económica.

• Facilita la creación de campos magnéticos giratorios, la base del funcionamiento de las máquinas eléctricas de corriente alterna, más robustas, fiables y económicas que las de corriente continua.

El 16 de mayo de 1888, en una reunión del Instituto Americano de Ingenieros Electricos (American Institute of Electrical Engineers - AIEE), Nikola Tesla dio una conferencia titulada “Un Nuevo Sistema de Motores de Corriente Alterna y Transformadores”, en la que describió el equipo necesario para la generación y el uso de corrientes alternas polifásicas, de manera eficiente. El transformador y los motores de inducción polifásicos y monofásicos de Tesla, son la base del sistema combinado de transporte y distribución en corriente alterna en el que, mediante una adecuada elección de la frecuencia de las redes, la misma red eléctrica podía alimentar tanto cargas de iluminación como motores.

Considerada como una de las innovaciones eléctricas más influyentes de todos los tiempos, el sistema universal propuesto por Tesla utiliza transformadores que elevan la tensión de los generadores a los niveles de las líneas de transporte en alta tensión, para luego reducirla a niveles adecuados para los circuitos locales de distribución o clientes industriales, mediante otros transformadores, que la utilizan para iluminación o fuerza motriz mediante los motores de inducción, mayoritariamente [1].

Los sistemas de corriente alterna, al permitir la interconexión entre múltiples plantas de generación en una amplia área geográfica, produjeron una reducción del coste de la energía eléctrica, así como una mejora de la fiabilidad del suministro.

No obstante, la investigación sobre la tecnología de continua nunca fue abandonada completamente. Al estar bien establecida la tecnología de CA, uno de los campos de interés fueron las válvulas de vapor de mercurio, que podían rectificar la corriente alterna. A pesar de que las válvulas de arco de mercurio se mantuvieron en servicio durante un periodo de tiempo bastante largo, fueron necesarias muchas investigaciones y pruebas para desarrollar válvulas adecuadas para su utilización en el transporte de energía. Tras el gran avance que supuso el desarrollo de las válvulas de mercurio, todavía se necesitaron muchos años de trabajo continuo para poder construir un sistema comercial: el primer sistema HVDC del mundo, entre la isla de Gotland y la Suecia continental. Gracias a los esfuerzos de Uno Lamm, el "padre de la HVDC”', la transmisión en DC hizo su reaparición definitiva en la década de 1950 [1].

CAPÍTULO 1. Introducción 3 En los años 70 del siglo pasado, se empezaron a desarrollar los tiristores de alta potencia como alternativa a las válvulas de arco de mercurio. Los rectificadores de estado sólido conllevan numerosas ventajas con respecto a las válvulas de arco de mercurio. La tensión de un dispositivo basado en válvulas de tiristor puede aumentarse simplemente conectando en serie varios tiristores en una rama, mientras que su intensidad nominal podría aumentarse mediante la conexión en paralelo varias ramas de tiristores en serie. Por lo tanto, los equipos con tiristores permitían lograr potencias muy elevadas, lo que significó un gran paso adelante para el transporte de energía eléctrica en HVDC.

Con la llegada del transistor bipolar de puerta aislada de alta potencia (Insulated Gate Bipolar Transistor - IGBT) a principios de los 90 del pasado siglo, se inició una nueva era en el desarrollo de la tecnología HVDC. La principal diferencia en el funcionamiento de los convertidores de potencia que utilizan tiristores e IGBTs es la capacidad de desconexión (bloqueo) de los IGBTs. Esta aparentemente pequeña diferencia ha revolucionado por completo el mundo de la HVDC. El uso de los IGBT en vez de tiristores no fue un paso comparable a la transición desde las válvulas de arco de mercurio a los tiristores, pero supuso una ruptura que obligó a un cambio completo de la disposición y la filosofía de diseño de las estaciones convertidoras, lo que permitió ampliar en gran medida la gama de aplicaciones posibles para la HVDC [1].

Los convertidores con IGBT no sustituyeron a los convertidores con tiristores sino que ambos sistemas coexisten porque sus campos de aplicación son diferentes. Para distinguir entre los dos sistemas, se utiliza el término convertidores conmutados por la red (Load Current Commutated - LCC) para el convertidor HVDC basado en tiristores, y convertidor fuente de tensión (Voltage Source Converter - VSC) para el convertidor de HVDC con IGBT [2].

La primera instalación comercial de HVDC-VSC se realizó en 1999 para enlazar la isla de Gotland con la Suecia continental. Este sistema tiene una potencia nominal de 50 MW a una tensión de ± 80 kV en CC.

La disponibilidad de los convertidores de potencia con IGBT (y antes con tiristores y válvulas de vapor de mercurio), al permitir aumentar o reducir fácil y eficientemente los niveles de tensión, liberó a la corriente continua de una de sus principales rigideces. A partir de entonces fue posible pensar en un esquema eficiente de transporte en corriente continua, similar de alterna. Esto permitió cuestionar la hegemonía del paradigma universal del transporte en corriente alterna, empezándose a vislumbrar aplicaciones en las que el transporte en HVDC fuese más económico que su equivalente en HVAC. Por ejemplo, una de las limitaciones conocidas del transporte en HVAC es que la máxima distancia de transporte viene limitada por el propio consumo de potencia reactiva que se produce en la propia línea de transporte, lo que incrementa notablemente las pérdidas. Los sistemas HVDC carecen de esta limitación.

En la actualidad, los sistemas HVDC-VSC no pueden competir con HVDC-LCC en el área del transporte de energía, que sigue siendo el nicho de la HVDC-LCC convencional. Pero, los sistemas HVDC-VSC son más flexibles que los HVDC-

4 CAPÍTULO 1. Introducción LCC. Son técnicamente superiores y tienen menos requisitos de espacio y peso. Los sistemas HVDC-VSCs abren una amplia gama de nuevas aplicaciones, hasta ahora no viables para HVDC-LCC.

Una característica importante de los sistemas HVDC es que son más flexibles que sus equivalentes en CA, ya que disponen de mecanismos de control más rápidos, precisos y eficientes. Esto ofrece claras ventajas para el funcionamiento actual de las redes de transporte, continuamente expuestos a cambios a los que debe adaptarse. Uno de los cambios más notables en torno al sistema eléctrico es el desarrollo, en el ámbito de la Unión Europea, del mercado interior de la electricidad (Internal Electricity Market - IEM), que pretende facilitar el comercio internacional de electricidad. Sin embargo, el objetivo de la interconexión de las redes eléctricas nacionales fue sólo la de servir de apoyo en caso de emergencia. En consecuencia, las interconexiones no están suficientemente dimensionadas como para hacer posible el comercio internacional. Esto hace que, la red europea actual se componga de fuertes redes nacionales débilmente interconectadas. La grave escasez de la capacidad de transmisión transfronteriza supone un gran obstáculo para el comercio internacional de la electricidad. La Comisión Europea (CE) ha identificado la falta de suficiente capacidad transfronteriza como una barrera para el desarrollo de un único mercado interior IEM [3], por lo que ha publicado orientaciones que faciliten financiación de las redes transeuropeas de energía (RTE-E) [4].

La Red Europea de Operadores de Transporte de Electricidad (European Network of Transmission Operators for Electricity - ENTSO-E) es consciente de que las nuevas tecnologías, como el VSC HVDC, son valiosas opciones de inversión, ya que el comercio internacional da lugar a mayores variaciones en los flujos de potencia que hacen que la red sea más difícil de controlar [5]. Cuando los flujos son contratos de intercambio, el TSO puede tomar medidas para hacer frente a ellos y gestionarlos convenientemente. Pero, a menudo, estos flujos variables no están identificados ni programados, lo que dificulta su gestión por parte del operador, pudiéndose llegar a la sobrecarga de las líneas de interconexión. Los sistemas VSC HVDC, por su propia configuración, permiten el control independiente de los flujos de potencia activa y reactiva que los atraviesa, lo que resulta fundamental para hacer frente a estos casos o, por ejemplo, a situaciones en las que se producen flujos de potencia en bucle [6].

Otra de las tendencias en los sistemas eléctricos de potencia es el número creciente de plantas de generación basadas en fuentes de energía renovables (RES), conectados a la red [7]. La energía eólica es una fuente de energía cuyo nivel de producción varía en el tiempo, de acuerdo a las condiciones ambientales. Este esquema de producción puede dificultar el correcto funcionamiento de la red eléctrica, en la que, en todo momento, la generación y la carga tiene que estar equilibradas. El Estudio de Integración Europea del Viento (European Wind Integration Study - EWIS) [8], un estudio realizado por los GRT europeos, identificó una serie de problemas relacionados con la integración de la energía eólica a gran escala dentro de la red europea:

CAPÍTULO 1. Introducción 5

• La presencia de importantes flujos de potencia no programados, que pueden reducir la estabilidad del sistema e impedir el comercio.

• La necesidad de refuerzos en la red.

• La presencia de problemas debido a la desconexión de los parques eólicos tras la aparición de fallos en la red.

• Las presencia de líneas con niveles de carga muy elevada y la necesidad de más energía reactiva.

Además, las plantas de generación basadas en energías renovables a menudo se encuentran lejos de los centros de carga (ciudades), lo que obliga al transporte a larga distancia. Esto incrementa las necesidades de potencia reactiva del sistema si se transporta en corriente alterna. Así, cuando la distancia entre los parques eólicos marinos a la orilla es mayor de 50-80 km, es más ventajoso realizar el transporte de energía eléctrica en corriente continua, ya que de hacerse en alterna, las pérdidas la propia línea de transporte llegarían a ser muy importantes [9] [10].

Por otra parte, la tecnología HVDC-VSC ofrece una gran capacidad de control del impacto de la planta eólica marina sobre el punto de conexión a la red de alterna, ya que puede controlar de forma independiente la potencia activa y la potencia reactiva intercambiada con la red de CA a la que está conectada. Además, la huella en planta de una estación de VSC es menor, ya que los filtros necesarios son más pequeños y menos pesados - debido a la utilización de las técnicas PWM - y esto es un factor clave, ya que la construcción de grandes estructuras en alta mar es muy costosa. Además, con los VSC no hay necesidad de compensación de potencia reactiva y se reduce la necesidad de comunicaciones entre las dos estaciones, lo que hace que esta tecnología sea más atractiva para plantas marinas [11] [12].

Los beneficios de los sistemas HVDC-VSC son ampliamente reconocidos. El sistema HVDC-VSC puede proporcionar el servicio de control de frecuencia y de gestionar la presencia de huecos de tensión. Por último, los sistemas HVDC-VSC facilitan la conexión de más de dos convertidores a la misma red de CC. Esta posibilidad ha llevado al proyecto de una “súper-red” DC que podría conectar un gran número de plantas de generación basadas en recursos renovables (especialmente energía eólica marina) a una red común de CC [13].

Esta trabajo aborda el modelado y simulación del enlace de una planta eólica marina mediante una línea HVDC con convertidores VSC. Una de las ventajas de este tipo de convertidores es la posibilidad de incorporar técnicas de control que permiten mejorar las condiciones de integración de estas instalaciones en la red de transporte y distribución de energía eléctrica. Éstos se basan en gobernar diferentes parámetros eléctricos del sistema y actuar sobre ellos. Los más habituales son controles de potencia P-Q, de tensiones VDC-VAC y de frecuencia F-Q (capítulo 3). En este trabajo se presenta una comparación entre diferentes estrategias de control, estudiándose sus respectivos comportamientos frente a perturbaciones del sistema, para intentar discernir la configuración y estrategia óptimas de funcionamiento.

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En la actualidad, la energía eólica offshore representa un pequeño porcentaje del total de la energía eólica. De la capacidad eólica total instalada en Europa entre los años 2002 y 2012, sólo el 4.8% corresponde a energía eólica offshore [16]. La Figura 1.3 muestra la evolución de la potencia eólica instalada en Europa, tanto la instalada en tierra firme como en la plataforma marítima [17].

Figura 1.3. Potencia instalada de parques eólicos en tierra firme y offshore en la UE (2001-2012).

El primer aerogenerador marino fue instalado en Suecia en 1990. Desde entonces, en Europa se encuentran en operación 53 parques eólicos offshore con 1371 turbinas. Hasta el año 2000, los proyectos eran pequeños y muy cercanos a la costa. A partir de ese momento comenzaron a construirse grandes parques, destacando dos proyectos en Dinamarca (Horn Rev II de 209MW y Nysted de 166 MW) y otros dos en Reino Unido (Lynn & Inner Dowsing, con 194.5 MW y Robin Rigg, con 180MW). En la Tabla 1.1 y Figura 1.4 se muestra una clasificación de países europeos que poseen parques offshore y de potencia instalada en ellos.

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Figura 1.5. Distancia media y profundidad de parques eólicos europeos [16].

El continuo incremento de las potencias de las nuevas instalaciones eólicas y de las distancias a la costa, hacen que cada vez sea más atractivo, desde un punto de vista económico, que la línea de enlace para la evacuación de la energía producida se realice en corriente continua en alta tensión (High Voltage Direct Current - HVDC) con convertidores fuente de tensión (Voltage Source Converter –VSC).

1.2. Energía eólica offshore en España La energía eólica ha alcanzado un importante grado de desarrollo en España, siendo uno de los países más avanzados del mundo en esta tecnología. A finales del año 2010 España ocupó el cuarto puesto en cuanto a potencia eólica instalada, con 19,15 GW por detrás de grandes potencia eólicas mundiales como Estados Unidos, Alemania y China. En la Figura 1.6 se muestra la proporción de capacidad eólica instalada en el mundo en 2010 [19].

Figura 1.6. Potencia eólica instalada en el mundo en 2010.

10 CAPÍTULO 1. Introducción Pero a pesar de ser una potencia mundial en energía eólica, no existe ningún parque eólico offshore en España. En las costas de España se podrían instalar hasta 165 GW de potencia eléctrica, suficiente para generar 334 TWh al año [20].

Existen solicitudes de proyectos a largo plazo presentadas por miles de MW en la costa de Andalucía, Valencia, Cataluña, País Vasco y Galicia, en menor medida (en verano de 2007 había 31 parques marinos proyectados) [19]. En la Figura 1.7 se muestra las zonas de la costa española disponibles para el establecimiento de un parque offshore [20].

Figura 1.7. Áreas eólicas marinas en España.

Al ubicarse en el mar, las autorizaciones industriales y medioambientales son competencia del estado (Autorización Administrativa, Concesión del Uso del Dominio Público Marítimo Terrestre (DPMT), y de la Directiva del Marco de Agua (DMA)), aunque como la línea de evacuación pasa por las Comunidades Autónomas y Municipios, ya fuera del DPMT, todos los niveles administrativos están implicados. Según el Real Decreto RD 661/2007, los parques eólicos offshore se enmarcan en el grupo del apartado b.2.2. «Instalaciones eólicas ubicadas en el mar» [21].

Sin embargo, en España existe un parque eólico que, si bien no está instalado en alta mar, si tiene condiciones de viento muy parecidas a las que suceden lejos de la costa (régimen de viento, salinidad propia de la costa, etc.). Esta planta fue inaugurada a principios de 2006, en la parte más alejada del principal dique del puerto de Bilbao, el de Punta Lucero. El proyecto, promovido por la corporación eólica CESA, consta de 5 aerogeneradores de 120 m de altura, de 2 MW de potencia unitaria. Por lo tanto, la potencia total instalada es de 10 MW [19]. En la Figura 1.8 se muestra imágenes de esta planta.

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12 CAPÍTULO 1. Introducción de la velocidad del viento, la energía aprovechable con la instalación mar adentro de los aerogeneradores se incrementaría un 73% respecto a la instalación en tierra.

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Estabilidad del Viento.

La mayor estabilidad del viento en el mar es también una ventaja para un parque de generación eléctrica. En la mayoría de los emplazamientos de parques eólicos del mundo el viento varía substancialmente, con frecuentes rachas de fuerte viento entre periodos de vientos más flojos, en la mayoría del tiempo. De hecho, si miramos la distribución típica de viento sobre un generador eólico, la mayoría de la energía se produce con velocidades cercanas a dos veces la velocidad media esperada [17].

Por tanto, una mayor estabilidad en la velocidad del viento permite programar la producción eólica con menos incertidumbre, así como optimizar el tamaño de las máquinas de generación eléctrica. Además, dado que los periodos de completa calma en el mar son extremadamente raros y de muy corta duración, y a que existen menos variaciones estacionales de viento que en tierra, la producción de un generador eólico será también mayor en el mar que en tierra.

Generadores Eólicos Más Económicos.

Otro argumento a favor de los parques offshore es la suavidad en la superficie del agua. Esto implica que la velocidad del viento no decrece tanto con la altura (a alturas moderadas el perfil se encuentra desarrollado ya que la rugosidad de la superficie del mar provoca menos rozamiento) como ocurren en tierra y que se pueda utilizar generadores de menos altura y más económicos que en tierra. En la Figura 1.9 se compara el perfil de viento que se produce en las dos superficies.

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Figura 1.9. Perfil del viento con la altura. Diferencia entre (a) mar y (b) tierra [22].

CAPÍTULO 1. Introducción 13 Turbulencia en el Flujo de Aire.

La diferencia de temperatura entre la superficie del mar y el aire es mucho más pequeña que la que existe en tierra, particularmente durante el día. El flujo de aire se hace por tanto menos turbulento, produciendo menos fatiga mecánica en las máquinas y un aumento en la vida media de los aerogeneradores con respecto a los instalados en tierra, como se puede ver en la Figura 1.10 [17].

Figura 1.10. Variación de intensidad de turbulencia con la velocidad del viento – en tierra, cerca de

la costa y en mar abierto.

Inconvenientes de la Instalación Offshore.

• Costes de inversión: es mucho mayor que en las instalaciones en tierra. Las turbinas son de mayor capacidad, los equipos deben ser resistentes a las condiciones de salinidad y humedad que existen en medio del mar, y la complejidad del montaje del parque en general, son elementos que encarecen la instalación. La Tabla 1.2 muestra el reparto de costes para una planta eólica offshore.

Tabla 1.2. Reparto aproximado de costes para un parque eólico offshore (EWEA 2009) [16].

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14 CAPÍTULO 1. Introducción

• Costes de mantenimiento: Debido a la dificultad en la accesibilidad a dichas instalaciones, la cual se debe realizar con embarcaciones o, si el estado del mar fuese malo, en helicóptero, el mantenimiento se hace más costoso.

• Evacuación de la energía: El sistema de transmisión hacia la costa implica una parte importante de la inversión total de los parques eólicos offshore. Por lo tanto, se debe considerar su adecuado diseño como uno de los factores fundamentales en el proyecto de una planta eólica offshore.

1.4. Desarrollo de la energía eólica offshore en el futuro del sistema eléctrico europeo

En la actualidad muchos países, como Dinamarca, Alemania, Reino Unido, Holanda, Francia, Suecia, EEUU y China están interesados en implementar grandes proyectos en el diseño de parques eólicos offshore [3]. Este interés se debe a que los parques eólicos offshore pueden lograr, teóricamente, un incremento potencial de más de un 30% en la producción de energía en comparación con los parques eólicos en tierra [16], [22].

A medida que las distancias a la orilla se incrementan, también se incrementan, como se ha comentado anteriormente, los costes de los cables en corriente alterna (AC), volviéndose prohibitivos al superar ciertas distancias [23]. Los cables AC de gran longitud producen grandes cantidades de potencia reactiva capacitiva y, por lo tanto, disminuyen la capacidad de transmisión y aumentan sus pérdidas.

Actualmente existen para el transporte de energía eléctrica sistemas en corriente alterna a alta tensión HVAC (high voltage alternating current) y sistemas en corriente continua a alta tensión HVDC (high voltage direct current) que pueden ser empleados en los parques eólicos offshore. Sin embargo, debido a la dimensión de los parques (hasta unos pocos cientos de MW) y a las pequeñas distancias de transmisión al punto de conexión común (PCC) (ver Figura 1.5), la mayoría de los parques eólicos operativos ha adoptado la interconexión HVAC.

No obstante, el método de interconexión mediante HVDC-VSC involucra tres factores que pueden incrementar considerablemente el uso de esta tecnología para futuros proyectos [24]:

• Reducción de los costes de inversión para la interconexión.

• Incremento en el aprovechamiento de la capacidad de control de las turbinas eólicas.

• Posibilidad de explotar sistemas alejados con gran potencial eólico.

Dado su bajo coste, su sencillo diseño, su simple forma de operar y su bajo impacto en la red receptora, la interconexión mediante sistemas de transmisión HVDC-VSC puede ofrecer algunas ventajas cuando se compara con las conexiones HVAC. La Figura 1.11 muestra, de forma aproximada, la

CAPÍTULO 1. Introducción 15 conveniencia de uso de una y otra interconexión en función de la distancia y la capacidad de la planta.

Figura 1.11. Rangos aproximados para elección del tipo de conexión según distancia y capacidad

de la planta [23].

Se espera que la tecnología HVDC-VSC sea competitiva en un futuro cercano, y que aumente su capacidad para las distancias de transmisión de los parques eólicos offshore. Este desarrollo alimenta una nueva idea de interconexión de varios parques eólicos offshore entre sí. Este proyecto se está investigando en el Mar del Norte, donde confluyen un elevado número de parques offshore de diferentes países (Dinamarca, Gran Bretaña, Alemania, Noruega y Suecia). En la Figura 1.12 se muestra un ejemplo gráfico de esta posibilidad.

Figura 1.12. Proyectos de interconexiones y enlaces en HVDC de la empresa ABB en 2010 [25].

Una solución como esta podría, por un lado, mejorar el comercio de energía entre estos países, creando nuevas conexiones entre ellos; por otro lado minimiza el

16 CAPÍTULO 1. Introducción número de interconexiones individuales de cada planta offshore hacia una misma red eléctrica nacional [26].

1.5. Herramientas de simulación de sistemas de potencia

Para el desarrollo de este proyecto son necesarias herramientas con las cual poder simular las diferentes situaciones de estudio. Las simulaciones de sistemas de potencia pueden realizarse de múltiples formas, dependiendo de los objetivos de la simulación. Estas simulaciones suelen dividirse, de forma general, en tres diferentes tipos:

• Cálculos de situaciones estacionarias.

• Electromecánicas (dominio del tiempo).

• Electromagnéticas (dominio del tiempo).

Diferentes empresas han desarrollado software para diferentes propósitos. A continuación se presenta una pequeña descripción de los programas más comunes. Todos ellos tienen la posibilidad de construir modelos generales por bloques.

1.5.1. PSS/E

PSS/E (Power System Simulator/Engineering) se utiliza principalmente para estudios de sistemas. Puede realizar tanto simulaciones estacionarias como electromecánicas, y se trata de uno de los softwares más usados dentro de la industria de sistemas eléctricos. Muchas fábricas de turbinas eólicas crean modelos en PSS/E para, por ejemplo, verificar códigos de red. PSS/E es desarrollado por Siemens Power Technologies International (PTI) [27].

1.5.2. SIMPOW

Las características de Simpow permiten los tres tipos de simulaciones. Fue desarrollado inicialmente por ABB para simulaciones de HVDC, pero en 2004, SRTI asumió el copyright, desarrollo y marketing del software [25].

1.5.3. ATP

ATP (Alternative Transients Program), de software libre, es un sistema de programa universal para la simulación digital de fenómenos transitorios electromagnéticos, así como de naturaleza electromecánica. Con este programa digital, se pueden simular redes complejas y sistemas de control. ATP tiene amplias capacidades de modelado y otras características importantes, además del cálculo de transitorios [28].

CAPÍTULO 1. Introducción 17

1.5.4. PSCAD/EMTDC

Power System Computer Aided Design/Electromagnetic Transient including Direct Current es un software de simulación que se centra especialmente en estudios electromagnéticos. PSCAD es la interfaz gráfica y EMTDC es la herramienta. Este software puede usarse para modelar todas las partes de un sistema de potencia. Manitoba HVDC Research Centre lo desarrolla y distribuye [29].

1.5.5. DIGSILENT POWER FACTORY

DIgSILENT Power Factory ofrece simulaciones tanto estacionarias como transitorias. Asimismo, posee una completa y extensa librería de bloques predefinidos usados para aplicaciones relacionadas con la energía eólica, debido a la cooperación con Risø University of Technology de Dinamarca [30]. Este software será el que se va a utilizar en este proyecto.

La razón fundamental para la elección de este software es la capacidad del programa para realizar cálculos en el dominio RMS con bastante rapidez y eficiencia.

18 CAPÍTULO 1. Introducción