10-036

Cuarto Congreso Nacional – Tercer Congreso Iberoamericano
Hidrógeno y Fuentes Sustentables de Energía – HYFUSEN 2011
10-036
MODELO DINÁMICO AGREGADO DEL PARQUE EÓLICO DE AUQUINCO
Casarotto, C.F. (1), Barreto, F.M. (1), Pacheco, M.D. (1)
(1)
Universidad Nacional del Comahue, Buenos Aires Nº 1400, CP: 8300, Neuquén, Argentina. Email:
[email protected]
RESUMEN
En el presente trabajo se estudia la incorporación de un parque eólico al sistema eléctrico. Se
describen los estudios estáticos y dinámicos correspondientes, y se simula el comportamiento de la
planta teniendo en cuenta las posibles diferencias en los valores de la intensidad del viento, como
también las diferencias en los parámetros eléctricos relacionadas con la ubicación de cada máquina en
el parque. En función de los resultados de las simulaciones, se propone la reducción del parque en un
equivalente, con el mínimo número de elementos posible, que ofrezca una representación adecuada.
Los datos utilizados son similares a los del parque eólico de la localidad de Auquinco en la provincia
del Neuquén (Argentina), actualmente en etapa de estudio. El software elegido para la simulación es el
DigSilent Power Factory, ya que permite el modelado estático y dinámico de los diferentes
componentes del sistema.
Palabras Claves: Parques eólicos, estudios eléctricos, equivalentes dinámicos.
1. INTRODUCCIÓN
Un problema a resolver por parte de los
operadores de sistemas eléctricos, es el de la
implementación de modelos adecuados para
estudiar los efectos de la incorporación de
generación eólica a los sistemas eléctricos en
utilización. Un factor clave a estudiar es la
respuesta dinámica del parque, ya que las
perturbaciones en la red pueden generar salidas
de servicio perjudiciales para la estabilidad del
sistema, o requerir elevada circulación de
potencia reactiva.
Si bien es cierto que en la actualidad es posible
modelar en detalle la mayor parte del
equipamiento y los sistemas de control
necesarios, la complejidad y la cantidad de
elementos que conforman un parque eólico
supone un esfuerzo importante en recursos
computacionales y humanos que puede resultar
excesivo para el estudio de sistemas eléctricos
con muchas plantas eólicas o sistemas con
generación distribuida, por lo menos en las
etapas iniciales del estudio.
Los casos de estudios que se proponen analizar,
consideran el impacto que puede llegar a
producir la incorporación de los parques eólicos
en el Sistema Interconectado, en la zona próxima
a su lugar de instalación, y se basan en los
lineamientos del Procedimiento Técnico Nº1 (PT
Nº 1) y Anexo 40 de CAMMESA.
2. ESTUDIOS ELÉCTRICOS
Estudios de flujo de potencia: Son destinados a
verificar el cumplimiento de las restricciones
técnicas de operación en estado estacionario del
sistema, cuando se incorporen las nuevas
instalaciones. Es decir, se verifica la existencia o
no de sobrecargas en equipamientos, y el
cumplimiento del perfil de tensiones en los
nodos. Se analiza el correcto funcionamiento del
sistema para distintos escenarios dentro del
horizonte de estudio, en condiciones de
operación normal y de contingencia simple.
Estudios de cortocircuito: Se realizan estudios de
falla monofásica y trifásica en los puntos de la
red que resulten más críticos debido a la
incorporación de las nuevas instalaciones. Se
verifica que no se superen los niveles de
cortocircuito que pueden ser admitidos por las
instalaciones y equipos pertenecientes a las
estaciones afectadas por las obras, analizando la
condición más desfavorable dentro de los
escenarios elegidos.
Estudios Dinámicos: Se realizan, en esta etapa,
simulaciones con los parámetros típicos de los
Cuarto Congreso Nacional – Tercer Congreso Iberoamericano
Hidrógeno y Fuentes Sustentables de Energía – HYFUSEN 2011
grupos generadores, como así también de sus
reguladores de velocidad y voltaje. El motivo de
los mismos es detectar si afectan la calidad y
seguridad del servicio eléctrico de la región y si
verifican los límites que fija la normativa
vigente.
De estos tres estudios nos interesa para este
trabajo el último, ya que lo que se pretende es
verificar si el parque completo puede ser
reemplazado por un equivalente reducido, pero
que mantenga una respuesta dinámica lo mas
parecida posible al sistema original.
Las investigaciones acerca del comportamiento
dinámico y transitorio se pueden realizar
mediante la implementación de alguno de los
siguientes modelos:
1) Modelos detallados que representan cada una
de las turbinas, los capacitores, los
transformadores, las líneas de la red interna de
conexión del parque, los controles, etc.
10-036
importancia debido a las reglamentaciones que
fijan los requisitos de conexión de parques
eólicos a los sistemas de transporte. La exigencia
general es que las turbinas del parque
permanezcan conectadas ante cortocircuitos en la
red de transporte por un periodo de tiempo
previamente establecido. Este es uno de los
estudios de mayor importancia cuando se analiza
la incorporación de energía eólica al sistema.
Las investigaciones en estabilidad de voltaje del
sistema de potencia después de la incorporación
del parque se relacionan asimismo con la
dinámica del control de potencia reactiva, y con
las variaciones de tensión que se producen por
fluctuaciones en el viento, o desconexión de
turbinas cuando hay ráfagas importantes.
En los dos últimos estudios es posible usar
modelos reducidos, por lo que nos
concentraremos en ellos. Para los dos primeros
se requiere en general la utilización de modelos
con mayor grado de detalle.
2) Modelos reducidos donde el parque completo
esta dado como un equivalente que representa un
grupo de máquinas o inclusive todo el conjunto.
3. MODELADO DEL SISTEMA
El grado de detalle del modelo depende del
propósito de la investigación. La investigación
de la interacción mutua entre turbinas dentro del
parque tiene importancia cuando se quiere
evaluar el riesgo de auto-excitación de un
parque. Este fenómeno puede producirse aunque
las máquinas tengan idénticos parámetros y estén
sujetas a los mismos ajustes en sus sistemas de
control. El termino auto-excitación se refiere en
este contexto a una oscilación incontrolada entre
las turbinas, como producto por ejemplo de una
perturbación.
En el anexo I se muestra el esquema eléctrico del
parque propuesto para la región de Auquinco. El
estudio inicial prevé la instalación de 28
máquinas de 2 MW cada una, que para este
estudio hemos considerado que son generadores
de inducción del tipo de jaula de ardilla. Para
cada máquina se consideró la incorporación del
transformador de vinculación de 0,7/33 kV y la
conexión en terminales de baja tensión del banco
de capacitores correspondiente. La disposición
del parque se organizó en cuatro filas de siete
máquinas cada una, de manera de considerar las
posibles variaciones de velocidad de viento por
efecto estela. La separación de las turbinas se
estableció en 6 diámetros (420 m) en la dirección
de viento predominante y 4 diámetros (280 m) en
la dirección perpendicular a la misma. Para una
simulación realista de la distribución irregular
del viento a los grupos se le asignó una potencia
despachada diferente. Los cables utilizados para
el modelado de la red interna son de media
tensión, subterráneos de tipo XLPE/AL con una
sección de 70 mm2. La tensión de operación se
estableció en 33 kV. El parque se conecta a la
barra 1266 PAMPA TRIL perteneciente al
Sistema Regional Comahue mediante una línea
de 132 kV de 25 km de longitud de tipo Al/Ac
150/25 mm2. Para la estación elevadora se utiliza
La respuesta de las turbinas ante falla en red
interna, debe ser tenida en cuenta para
determinar los ajustes de los relés de protección
y la estimación de la pérdida de potencia debido
a la desconexión de un cierto número de turbinas
cuando actúan dichas protecciones. Las
máquinas dentro del parque poseen en general
diferentes puntos de operación, y además, la
distancia eléctrica de cada una es diferente,
siendo entonces diferentes las corrientes de falla
y en general el ajuste de las protecciones.
La investigación de la respuesta colectiva de las
turbinas del parque a un cortocircuito que ocurre
en el sistema de potencia externo al parque, tiene
3.1 Parque Eólico
Cuarto Congreso Nacional – Tercer Congreso Iberoamericano
Hidrógeno y Fuentes Sustentables de Energía – HYFUSEN 2011
3.2 Aerogenerador
Se utilizarán generadores eléctricos de inducción
del tipo jaula de ardilla de 2 MW. El modelo
dinámico considera los transitorios de flujo del
rotor y los mecánicos mediante ecuaciones
diferenciales, y viene incluido en el programa de
simulación, con lo cual solo es necesario cargar
los datos adecuados. Con respecto al modelo de
la turbina, se adopta el esquema representado en
la Figura 1, que se implementó a partir de la
librería del programa.
engranajes mediante un modelo de dos masas,
una que representa la inercia de la turbina,
mientras que la otra da cuenta de la inercia del
generador.
4. EQUIVALENTES PROPUESTOS
La primera simplificación fue reducir el sistema
de 28 maquinas a 4 máquinas, representativas de
los grupos elegidos. Las turbinas eólicas son
idénticas desde el punto de vista eléctrico,
mecánico y de control. La potencia utilizada en
el equivalente de cada grupo es la suma de las
potencias de las maquinas individuales. El
sistema reducido se puede ver en la Figura 2.
1228 CHOSMALAL- 1266 PAMAPA TRIL
1228 CHOS MALAL
134,15
1,02
-9,72
-2,31
-1,70
1,23
1266 PAMPA TRIL - 1246 FILO MORADO
2,31
-0,77
1,23
1266 PAMPA TRIL
2,31
1,70
41,72
-0,00
17,92
40,30
-0,33
17,45
1246 FILO MORADO
133,36
134,39
1,02
-9,59
-45,22
-0,09
41,34
136,02
1,03
-8,12
1,01
-10,51
1,19
0,86
45,77
0,00
41,34
Carga Gen..
132 P. Auq. 28M
1246 FILO MORADO - 1282 P. HERNANDEZ
-41,40
-0,17
17,92
L_Auq_P.Tril 28M
un transformador de tres arrollamientos de
132/33/13.2 kV. Se consideró además el uso de
compensador de potencia reactiva tipo SVC
automático, lo que permite que el intercambio de
potencia reactiva entre el parque y el sistema
pueda ser mantenido en valores reducidos
independientemente del punto de operación de la
red interna, pudiendo incluso aportar potencia
reactiva a la red en caso de que la operación del
sistema lo requiera.
10-036
Carga Gen..
-39,21
-0,33
17,45
1282 P. HERNANDEZ
129,76
1,10
0,50
Carga Gen..
0,98
-13,83
-39,21..
-0,33 ..
-1,00
Red Externa
-45,77
-0,00
87,06
10
Transform..
45,77
-16,62
87,06
33 P. Auquinco
32,16
0,97
-3,41
-0,00
20,81
87,06
13.2 SVS 13,15
-24,67
8,50
46,84
1,00
25,53
-21,10
8,12
40,59
-0,00
4,00
-0,00
-24,81
Línea(1)
Línea(2)
1
SVS
SVC 13
Compensac..
26,50
-7,77
46,84
Control Angulo de Pala
33 Conexion Interna Sur
33 Conexion Interna Norte
34,04
1,03
-0,73
Generador
Induccion
C_I 15-21
-11,88
3,82
21,45
11,90
-3,81
21,45
0
0
1
SCIG
ElmAsm*
0
C_I 22-28
pt
Eje Shaft
*
-14,00
3,91
80,36
14,00
-3,35
80,36
1
C_I7
0,71
1,02
-28,47
0,00
-4,84
11,90
-7,38
83,35
1
G
~
B33TE14
Trans. TE14
-12,60
3,81
72,63
Figura 1. Componentes del modelo.
Los modelos de simulación dinámica de las
turbinas deben representar con adecuada
precisión las reacciones a:
Variaciones de velocidad mecánica
Variaciones en la velocidad del viento
Variaciones en el ángulo de la pala
Cuando se consideran aplicaciones donde se
debe analizar la respuesta del sistema ante
perturbaciones grandes, deben utilizarse modelos
que tengan en cuenta las oscilaciones del eje de
rotación de la turbina, y que dependen de los
momentos de inercia del rotor y el generador, de
la rigidez torsional y de los coeficientes de
amortiguamiento. Para estudios de estabilidad es
aceptable aproximar el sistema de eje y tren de
33,67
1,02
-1,07
B33TE22
-10,50
3,79
62,52
0
12,60
-3,35
72,63
C_I14
0,71
1,03
-28,61
G
~
0
10,50
-3,44
62,52
C_I22
12,60
-7,72
87,97
1
TEG3
Compensac..
10,50
-3,79
19,14
22,24
34,18
1,04
-0,55
-0,00
-4,00
G
~
TEG1
12,60
Compensac.. -3,81
xspee..
0
11,90
-3,38
70,07
14,00
-8,19
96,55
omega..
B33TE15
-11,90
3,81
70,07
Trans. TE22
Pwind
33,63
1,02
-1,14
C_I 8-14
Aero
*
2
Aerodinamica
•
•
•
-10,46
3,80
19,14
14,00
-3,91
24,60
Trans. TE7
1
Modelo Viento
33,58
1,02
-1,21
B33TE7 34,11
0
vw
-12,54
3,84
22,24
Trans. TE15
Tren y Caja
Engranajes
1,03
-0,64
viento
*
-13,96
3,93
24,60
C_I 1-7
Servo
*
beta
control pala beta_..
*
22,34
-7,62
40,59
-0,00
-4,37
1
TEG2
Compensac..
0,70
1,01
-29,40
10,50
-6,98
75,05
G
~
0,00
-3,53
1
TEG3(1)
Compensac..
Figura 2. Equivalente multi-máquina.
Hay que tener en cuenta que cuando se utiliza un
equivalente para representar un cierto número de
máquinas, se esta suponiendo que no hay efectos
de interacciones mutuas entre ellas, o lo que es lo
mismo, se está considerando que las turbinas de
un grupo dado poseen un comportamiento
coherente. Para probar esta hipótesis se realizo la
simulación de todo el parque y del sistema
reducido a cuatro máquinas (una por grupo),
considerándose un evento de cortocircuito en la
red externa al parque. En la Figura 3 se muestran
las gráficas de la potencia mecánica en el eje de
Cuarto Congreso Nacional – Tercer Congreso Iberoamericano
Hidrógeno y Fuentes Sustentables de Energía – HYFUSEN 2011
la turbina en pu y la velocidad del generador en
pu, para cada una de las siete máquinas del
grupo1 (tomado a modo de ejemplo) y para la
máquina equivalente asociada al mismo.
10-036
El segundo paso en la reducción es la
implementación de un modelo de máquina única,
que represente el comportamiento del parque.
En la Figura 4, se ha reducido el conjunto a una
máquina equivalente por grupo y se ha realizado
una simulación para falla interna despejada por
las protecciones.
1,50
1,25
1,00
1,20
0,75
1,00
0,50
0,80
0,25
-0,5000
0,1984
0,8967
1,5951
2,2934
[s]
2,9918
TE1: Potencia de la Turbina in p.u.
TE2: Potencia de la Turbina in p.u.
TE3: Potencia de la Turbina in p.u.
TE4: Potencia de la Turbina in p.u.
TE5: Potencia de la Turbina in p.u.
TE6: Potencia de la Turbina in p.u.
TE7: Potencia de la Turbina in p.u.
TEG1: Potencia de la Turbina in p.u.
0,60
0,40
0,20
-0,1414
0,1394
0,4202
0,7010
0,9818 [s]
1,2626
0,7010
0,9818 [s]
1,2626
TEG1: Potencia de la Turbina in p.u.
TEG2: Potencia de la Turbina in p.u.
TEG3: Potencia de la Turbina in p.u.
TEG4: Potencia de la Turbina in p.u.
1,06
1,04
1,04
Velocidad de la Turbina [pu]
1,03
1,02
1,02
1,00
1,01
1,00
0,98
-0,5000
0,1984
0,8967
1,5951
2,2934
[s]
2,9918
TE1: Velocidad in p.u.
TE2: Velocidad in p.u.
TE3: Velocidad in p.u.
TE4: Velocidad in p.u.
TE5: Velocidad in p.u.
TE6: Velocidad in p.u.
TE7: Velocidad in p.u.
TEG1: Velocidad in p.u.
0,99
0,98
-0,1414
0,1394
0,4202
TEG1: Velocidad in p.u.
TEG2: Velocidad in p.u.
TEG3: Velocidad in p.u.
TEG4: Velocidad in p.u.
Figura 3. Respuesta ante falla externa
Figura 4. Respuesta ante falla interna.
Tal como puede observarse, en caso de
cortocircuito externo al parque no hay
diferencias significativas entre las graficas, por
lo que puede afirmarse por un lado que las
máquinas oscilan juntas, y por el otro que el
equivalente es representativo del conjunto.
Este resultado era esperable para los generadores
de inducción, ya que no poseen torque
sincronizante y, en consecuencia, la dinámica de
las máquinas es prácticamente independiente de
la red, y depende básicamente del punto de
operación en que se encontraba al producirse la
perturbación. Hay que tener en cuenta que lo que
se acaba de decir es válido si las máquinas son
exactamente iguales, están operando en el mismo
punto inicial, y se consideran conectadas lo
suficientemente cerca como para que la potencia
de cortocircuito en sus terminales sea
prácticamente la misma.
Como se puede observar, la oscilación de las
máquinas no es coherente por lo que no se puede
realizar un equivalente único para este tipo de
fallas o donde interesen los estudios de
oscilaciones mutuas.
En la Figura 5 se ha simulado el comportamiento
del sistema ante una falla externa próxima al
parque, despejada por las protecciones en 100
ms. En este caso se puede observar que las
máquinas oscilan coherentemente, y en
consecuencia podemos utilizar una sola máquina
para representar el conjunto. La potencia activa
despachada es igual a la suma de las potencias de
cada generador. Hay que destacar que la
implementación de los equivalentes se realiza
con los mismos parámetros en por unidad de los
generadores individuales, no requiriéndose
cambios en los modelo de las turbinas ya que los
valores de la potencia mecánica en el eje y la
Cuarto Congreso Nacional – Tercer Congreso Iberoamericano
Hidrógeno y Fuentes Sustentables de Energía – HYFUSEN 2011
1228 CHOSMALAL- 1266 PAMAPA TRIL
-2,31
-1,70
1,23
134,15
1,02
-9,73
1266 PAMPA TRIL
2,31
1,70
41,66
-0,00
17,90
40,24
-0,32
17,42
1246 FILO MORADO
134,38
1,02
-9,59
-45,16
-0,09
41,28
Carga Gen..
136,02
1,03
-8,13
133,36
1,01
-10,52
1,19
0,86
45,71
0,00
41,28
132 P. Auq. 1Maq
1246 FILO MORADO - 1282 P. HERNANDEZ
-41,34
-0,18
17,90
L_Auq_P.Tril 1 Maq
1228 CHOS MALAL
1266 PAMPA TRIL - 1246 FILO MORADO
2,31
-0,77
1,23
Carga Gen..
-39,16
-0,34
17,42
1282 P. HERNANDEZ
129,76
0,98
-13,83
1,10
0,50
Carga Gen..
-39,16..
-0,34 ..
-1,00
Red Externa
-45,71
-0,00
88,38
10
Transform..
45,71
-18,70
88,38
32,13
0,97
-3,42
13,17
1,00
25,51
-45,71
18,70
44,37
Línea(2)
33 P. Auquinco
0,00
22,98
88,38
13.2 SVS
-0,00
1,89
-0,00
-24,88
SVS
1
SVC REDUC 1M
Compensac..
49,00
-17,39
44,37
33,83
1,03
-0,71
1,50
33 Conexion Interna
-49,00
17,39
144,92
Trans. TE15
velocidad de rotación se toman en por unidad. El
único cambio que debe realizarse es en el
momento de inercia del generador. En el caso de
estudio el momento de inercia del equivalente es
28 veces mayor que el de cada generador. Sin
embargo, como la máquina es a su vez de una
potencia nominal 28 veces más grande, la
constante de inercia H y el tiempo de aceleración
Ta no se modifican. Esta es una ventaja
importante de la representación adoptada.
10-036
0
49,00
-13,71
144,92
1,20
49,00
-29,81
85,35
0,90
G
~
TEQ 1 M
0,00
-16,10
1
Compensac..
0,60
0,30
0,00
-0,5000
Figura 6. Equivalente de una máquina.
0,1984
0,8967
1,5951
2,2934 [s]
2,9918
TEG1: Potencia de la Turbina in p.u.
TEG2: Potencia de la Turbina in p.u.
TEG3: Potencia de la Turbina in p.u.
TEG4: Potencia de la Turbina in p.u.
TEQ 1 M: Potencia de la Turbina in p.u.
1,25
1,00
0,75
0,50
0,25
0,00
-0,25
-0,5000
1,06
Velocidad de la Turbina [pu]
1,04
0,1984
0,8967
1,5951
2,2934 [s]
2,9918
132 P. Auq. 28M: Tensión Línea-Neutro, Magnitud A in p.u.
132 P. Auq. 4 Maq: Tensión Línea-Neutro, Magnitud A in p.u.
132 P. Auq. 1Maq: Tensión Línea-Neutro, Magnitud A in p.u.
1,02
1,00
80,00
0,98
-0,5000
60,00
0,1984
0,8967
1,5951
2,2934 [s]
2,9918
TEG1: Velocidad in p.u.
TEG2: Velocidad in p.u.
TEG3: Velocidad in p.u.
TEG4: Velocidad in p.u.
TEQ 1 M: Velocidad in p.u.
40,00
20,00
0,00
-20,00
-0,5000
Figura 5. Respuesta ante falla externa.
Las líneas internas y los transformadores deben
agruparse en serie o en paralelo según las
técnicas habituales de reducción de circuitos
eléctricos. El modelo reducido se muestra en la
Figura 6.
En la figura 7 se dan las graficas de la tensión, la
potencia activa y la reactiva para la falla externa
mencionada, según se observan en el punto de
conexión del parque al sistema de transporte. Las
graficas se realizaron para el sistema completo,
para el equivalente de cuatro máquinas y para el
equivalente de una máquina para todo el parque.
Tal como puede verse, tanto el equivalente de
cuatro máquinas como el equivalente reducido a
una sola ofrecen muy buenos resultados para este
tipo de estudio. Las mayores diferencias
corresponden a la potencia reactiva, aunque debe
recordarse que cada sistema tiene un
compensador de reactivo independiente.
0,1984
0,8967
1,5951
2,2934 [s]
2,9918
L_Auq_P.Tril 28M: Potencia Activa Total/Terminal i in MW
L_Auq_P.Tril 4 Maq: Potencia Activa Total/Terminal i in MW
L_Auq_P.Tril 1 Maq: Potencia Activa Total/Terminal i in MW
20,00
0,00
-20,00
-40,00
-60,00
-0,5000
0,1984
0,8967
1,5951
2,2934 [s]
2,9918
L_Auq_P.Tril 28M: Potencia Reactiva Total/Terminal i in Mvar
L_Auq_P.Tril 4 Maq: Potencia Reactiva Total/Terminal i in Mvar
L_Auq_P.Tril 1 Maq: Potencia Reactiva Total/Terminal i in Mvar
Figura 7. Respuesta en el punto de conexión
para falla externa al parque.
Como último estudio se presenta la simulación
realizada para una desconexión del 50 % del
parque. La simulación se realizó desconectando
14 máquinas (dos filas completas) para todo el
parque, sus correspondientes dos máquinas
equivalentes para el sistema de cuatro y para el
equivalente único se consideró que la mitad de la
potencia era entregada por un generador que se
desconectó conjuntamente con su transformador
Cuarto Congreso Nacional – Tercer Congreso Iberoamericano
Hidrógeno y Fuentes Sustentables de Energía – HYFUSEN 2011
y línea de alimentación. Los resultados se
muestran en la figura 8, donde se puede observar
la variación de la tensión, la potencia activa y
reactiva en el punto de conexión.
1,044
1,041
1,038
1,035
1,032
1,029
1,026
-0,5000
0,1984
0,8967
1,5951
2,2934 [s]
2,9918
132 P. Auq. 28M: Tensión Línea-Neutro, Magnitud A in p.u.
132 P. Auq. 4 Maq: Tensión Línea-Neutro, Magnitud A in p.u.
132 P. Auq. 1Maq: Tensión Línea-Neutro, Magnitud A in p.u.
10-036
lado que la máquina de inducción de jaula de
ardilla no posee control de potencia reactiva, y
por el otro que el compensador de potencia
reactiva (SVC) tuvo que ser diseñado y ajustado
en forma diferente para garantizar un punto
inicial de operación del generador equivalente
similar al de los generadores individuales. Este
último punto podría justificar las diferencias
observadas.
6. REFERENCIAS
[1] T. Ackermann, “Wind Power in Power
Systems”. J.Wiley & S. Inc.New York: 2005.
50,00
40,00
30,00
20,00
10,00
-0,5000
0,1984
0,8967
1,5951
2,2934 [s]
2,9918
L_Auq_P.Tril 28M: Potencia Activa Total/Terminal i in MW
L_Auq_P.Tril 4 Maq: Potencia Activa Total/Terminal i in MW
L_Auq_P.Tril 1 Maq: Potencia Activa Total/Terminal i in MW
10,00
8,00
6,00
4,00
2,00
0,00
-2,00
-0,5000
0,1984
0,8967
1,5951
2,2934 [s]
2,9918
L_Auq_P.Tril 28M: Potencia Reactiva Total/Terminal i in Mvar
L_Auq_P.Tril 4 Maq: Potencia Reactiva Total/Terminal i in Mvar
L_Auq_P.Tril 1 Maq: Potencia Reactiva Total/Terminal i in Mvar
Figura 8. Respuesta en el punto de conexión
para variación brusca de generación (50 %).
5. CONCLUSIONES
De las simulaciones realizadas se concluye que
para los estudios de estabilidad o de transitorios
producidos por cortocircuitos externos al parque
eólico se puede trabajar con un equivalente
reducido que represente todo el conjunto y cuya
potencia sea igual a la suma de las potencias
individuales. Este equivalente da resultados
aceptables si las maquinas son iguales y se
encuentran trabajando en puntos de operación
similares. Cuando se quiera conocer con mas
detalle el efecto de la distribución desigual de
viento dentro del parque, para analizar fallas
internas, o para estudiar las oscilaciones mutuas,
es necesario un modelo muti-máquina, cuya
elección dependerá de las condiciones
particulares.
Para estudios de estabilidad de tensión, o donde
sea importante conocer la circulación de la
potencia reactiva, los estudios mostraron un
mejor comportamiento del sistema equivalente
multi- maquina sobre el equivalente reducido a
un solo elemento. Hay que tener en cuenta por un
[2] H. Li, Z. Chen, “Overview of Different Wind
Generator Systems and Their Comparisons”. IET
Renewable Power Generation. Vol.2. no. 2. pp.
123-138. June 2008.
[3] L. Holdsworth, X. G. Wu, J. B. Ekanayake,
and N. Jenkins, “Comparison of fixed speed and
doubly-fed induction wind turbines during power
system disturbances”. IEEE Proc. Generation,
Transmission and Distribution, Vol. 150, no. 3,
pp. 343–352, May 2003.
[4] J. Grainger-W. D. Stevenson Jr. “Análisis de
Sistemas de Potencia”. Mc Graw Hill, México.
1998.
[5] P. Kundur, “Power System Stability and
Control”. New York: McGraw- Hill, 1993.
[6] V. Sinagra, “Capacidad de transporte y
aspectos reglamentarios para ingreso de
generación eólica en la red Argentina”, Congreso
Sudamericano de Energía Eólica (WindAr2009).
Bs. As. 2009.
Cuarto Congreso Nacional – Tercer Congreso Iberoamericano
Hidrógeno y Fuentes Sustentables de Energía – HYFUSEN 2011
10-036
Anexo I. Diagramas unifilares
Parque Eólico Completo
Red Externa
1228 CHOSMALAL- 1266 PAMAPA TRIL
-2,31
-1,70
1,23
1228 CHOS MALAL
1266 PAMPA TRIL
134,14
1,02
-9,74
1266 PAMPA TRIL - 1246 FILO MORADO
2,31
-0,77
1,23
134,37
1,02
-9,61
Carga Gen..
1246 FILO MORADO - 1282 P. HERNANDEZ
-41,20
-0,19
17,84
40,10
-0,31
17,36
-39,02
-0,36
17,36
1246 FILO MORADO
-45,01
-0,10
41,15
Carga Gen..
-39,02..
-0,36 ..
-1,00
1282 P. HERNANDEZ
133,35
1,01
-10,53
1,19
0,86
L_Auq_P.Tril 28M
2,31
1,70
41,51
0,01
17,84
129,76
0,98
-13,83
1,10
0,50
Carga Gen..
45,56
0,00
41,15
132 P. Auq. 28M
136,00
1,03
-8,15
-45,56
-0,00
86,75
10
Transform..
45,56
-16,67
86,75
33 P. Auquinco
-0,00
20,83
86,75
13.2 SVS 13,15
32,15
0,97
-3,46
-24,55
8,52
46,66
1,00
25,48
-21,01
8,15
40,46
-0,00
3,96
-0,00
-24,80
Línea(1)
Línea(2)
1
SVS
SVC 13
Compensac..
26,37
-7,79
46,66
22,24
-7,66
40,46
33 Conexion Interna Norte34,02
1,03
-0,78
-12,48
3,85
22,16
33 Conexion Interna Sur
33,56
1,02
-1,26
-10,42
3,82
19,09
-11,82
3,84
21,38
C_I 1-7
L_1-2
L_2-3
2,00
-0,55
3,49
-2,00
0,56
3,49
L_3-4
4,00
-1,11
6,98
-4,00
1,11
6,98
L_4-5
6,00
-1,67
10,47
-5,99
1,67
10,47
L_5-6
7,99
-2,23
13,97
-7,98
2,23
13,97
Grupo 3
C_I 15-21
-13,89
3,94
24,50
Grupo 1
L_6-7
9,98
-2,79
17,48
-9,96
2,80
17,48
L_15-16
11,96
-3,35
20,98
-11,93
3,37
20,98
13,93
-3,93
24,50
11,84
-3,83
21,38
L_16-17
-10,14
3,29
18,31
10,17
-3,28
18,31
L_17-18
-8,47
2,73
15,25
8,48
-2,73
15,25
L_18-19
-6,78
2,18
12,20
6,79
-2,18
12,20
L_19-20
-5,09
1,63
9,14
5,10
-1,63
9,14
L_20-21
-3,40
1,09
6,09
3,40
-1,09
6,09
-1,70
0,54
3,05
1,70
-0,54
3,05
B33TE1 34,34
B33TE2 34,32
B33TE3 34,30
B33TE4 34,27
B33TE5 34,22
B33TE6 34,16
B33TE7 34,09
B33TE15 33,61
B33TE16 33,67
B33TE17 33,72
B33TE18 33,76
B33TE19 33,79
B33TE20 33,81
B33TE21 33,82
1,04
-0,38
1,04
-0,40
1,04
-0,42
1,04
-0,47
1,04
-0,53
1,04
-0,60
1,03
-0,69
1,02
-1,18
1,02
-1,10
1,02
-1,03
1,02
-0,98
1,02
-0,94
1,02
-0,91
1,02
-0,89
C_I2
2,00
-1,18
96,67
-0,00
-0,70
2,00
-1,18
96,67
1
G
~
-0,00
-0,70
2,00
-1,18
96,65
L_8-9
-0,00
-0,70
L_9-10
1,80
-0,54
3,16
-1,80
0,54
3,16
2,00
-1,17
96,63
-0,00
-0,70
L_10-11
3,60
-1,09
6,32
-3,60
1,09
6,32
2,00
-1,17
96,61
-5,39
1,63
9,48
2,00
-1,17
96,57
-0,00
-0,69
-7,18
2,18
12,64
2,00
-1,17
96,54
TE6 Compensac..
0,00
-0,57
-8,96
2,73
15,81
1,70
-1,06
83,38
0,00
-0,57
L_22-23
10,76
-3,27
18,98
-10,74
3,28
18,98
12,54
-3,83
22,16
10,45
-3,81
19,09
1,70
-1,06
83,42
8,97
-3,26
16,35
1,70
-1,06
83,45
0,00
-0,58
7,49
-2,71
13,62
1,70
-1,06
83,47
5,99
-2,17
10,89
0
1,70
-1,06
83,48
0,00
-0,58
4,50
-1,62
8,17
1,70
-1,06
83,49
0,00
-0,58
1
G
~
TE20
Compensac..
L_26-27
-4,49
1,63
8,17
0,70
1,01
-29,02
1
G
~
TE19
Compensac..
0
1,70
-0,48
69,66
C_I21
0,70
1,01
-29,03
1
L_25-26
-5,99
2,17
10,89
-1,70
0,54
69,66
Trans. TE21
Trans. TE20
0,00
-0,58
G
~
TE18
Compensac..
L_24-25
-7,47
2,72
13,62
-1,70
0,54
69,68
1,70
-0,48
69,68
C_I20
0,70
1,01
-29,06
1
G
~
TE17
Compensac..
0
1,70
-0,48
69,72
C_I19
0,70
1,01
-29,10
1
L_23-24
-8,95
3,26
16,35
Trans. TE19
Trans. TE18
0,00
-0,57
G
~
TE16
Compensac..
-1,70
0,54
69,72
0
1,70
-0,48
69,79
C_I18
0,70
1,01
-29,15
1
G
~
TE15
Compensac..
-1,70
0,54
69,79
0
1,70
-0,48
69,87
C_I17
0,70
1,01
-29,21
1
G
~
TE7 Compensac..
Trans. TE17
Trans. TE16
Trans. TE15
C_I 22-28
C_I 8-14
1,70
-1,05
83,34
1
-1,70
0,54
69,87
0
1,70
-0,48
69,98
L_13-14
8,98
-2,72
15,81
-1,70
0,54
69,98
0
1,70
-0,48
70,10
-0,00
-0,69
G
~
L_12-13
7,19
-2,18
12,64
-1,70
0,54
70,10
C_I16
0,71
1,02
-28,52
1
G
~
TE5 Compensac..
0
2,00
-0,48
80,41
C_I7
0,71
1,03
-28,44
1
L_11-12
5,40
-1,63
9,48
Trans. TE7
Trans. TE6
-0,00
-0,70
G
~
TE4 Compensac..
-2,00
0,56
80,41
0
2,00
-0,48
80,23
C_I6
0,71
1,03
-28,38
1
G
~
TE3 Compensac..
-2,00
0,56
80,23
0
2,00
-0,48
80,08
C_I5
0,71
1,03
-28,32
1
G
~
TE2 Compensac..
-2,00
0,56
80,08
0
2,00
-0,48
79,97
C_I4
0,71
1,03
-28,28
1
G
~
TE1 Compensac..
-2,00
0,56
79,97
2,00
-0,48
79,88
C_I3
0,71
1,03
-28,26
0
Trans. TE5
-2,00
0,56
79,88
0
2,00
-0,48
79,82
Trans. TE4
0
2,00
-0,48
79,79
Trans. TE3
-2,00
0,56
79,82
Trans. TE2
Trans. TE1
-2,00
0,55
79,79
TE21
Compensac..
L_27-28
-3,00
1,08
5,44
3,00
-1,08
5,44
-1,50
0,54
2,72
1,50
-0,54
2,72
B33TE22
0,71
1,03
-28,39
0,00
-0,63
0,71
1,03
-28,40
C_I10
0,00
-0,63
Compensac..
0,71
1,03
-28,43
1
G
~
TE9
1,80
-0,48
72,33
C_I11
1,80
-1,11
88,09
0,00
-0,63
1,80
-0,48
72,42
C_I12
0,71
1,03
-28,47
1,80
-1,11
88,07
1
G
~
0,00
-0,63
G
~
TE10
Compensac..
Compensac..
1,80
-0,48
72,54
C_I13
0,71
1,03
-28,52
1,80
-1,11
88,04
1
0,00
-0,63
1
G
~
TE11
Compensac..
TE12
Compensac..
0,71
1,03
-28,58
1,80
-0,48
72,68
C_I14
1,80
-1,10
88,00
G
~
0,00
-0,63
1
TE13
Compensac..
0,71
1,03
-28,66
1,50
-0,49
62,55
C_I22
1,80
-1,10
87,96
G
~
0,00
-0,62
0,70
1,01
-29,45
1
1,50
-0,49
62,45
C_I23
1,50
-1,00
75,03
-0,00
-0,50
0,70
1,01
-29,38
1
G
~
TE14
Compensac..
G
~
TE22
Compensac..
1,50
-0,49
62,38
C_I24
1,50
-1,00
75,07
0,00
-0,51
0,70
1,01
-29,32
1
G
~
TE23
Compensac..
1,50
-0,49
62,31
C_I25
1,50
-1,00
75,11
0,00
-0,51
1
TE24
Compensac..
Grupo 2
0,70
1,01
-29,27
1,50
-0,49
62,27
C_I26
1,50
-1,00
75,14
0,00
-0,51
G
~
0,70
1,01
-29,23
1
G
~
TE25
Compensac..
0
1,50
-0,49
62,24
C_I27
1,50
-1,00
75,16
-0,00
-0,51
1
TE26
Compensac..
0,70
1,01
-29,21
G
~
0
1,50
-0,49
62,22
C_I28
1,50
-1,00
75,17
-1,50
0,54
62,22
Trans. TE28
0
1,03
-0,85
-1,50
0,54
62,24
Trans. TE27
0
B33TE28 33,83
1,02
-0,86
-1,50
0,54
62,27
Trans. TE26
0
B33TE27 33,82
1,02
-0,89
-1,50
0,54
62,31
Trans. TE25
0
B33TE26 33,80
1,02
-0,93
-1,50
0,54
62,38
Trans. TE24
0
B33TE25 33,78
1,02
-0,98
-1,50
0,54
62,45
Trans. TE23
0
B33TE24 33,74
1,02
-1,04
-1,50
0,54
62,55
Trans. TE22
0
B33TE23 33,70
33,65
1,02
-1,12
-1,80
0,54
72,68
Trans. TE14
0
1,04
-0,60
-1,80
0,54
72,54
Trans. TE13
0
B33TE14 34,16
1,04
-0,52
-1,80
0,54
72,42
Trans. TE12
0
B33TE13 34,22
1,04
-0,45
-1,80
0,54
72,33
1,80
-0,48
72,27
1,80
-1,11
88,10
1
G
~
TE8
0
B33TE12 34,27
1,04
-0,39
-1,80
0,54
72,27
1,80
-0,48
72,22
C_I9
1,80
-1,11
88,11
B33TE11 34,31
1,04
-0,35
-1,80
0,54
72,22
Trans. TE9
Trans. TE8
0
1,80
-0,48
72,20
C_I8
B33TE10 34,34
1,04
-0,33
-1,80
0,54
72,20
Trans. TE11
B33TE9 34,36
1,04
-0,31
Trans. TE10
B33TE8 34,37
0,00
-0,51
1
TE27
Compensac..
0,70
1,01
-29,20
1,50
-1,00
75,18
G
~
-0,00
-0,51
1
TE28
Compensac..
Grupo 4
Equivalentes de cuatro máquinas y una máquina
1228 CHOSMALAL- 1266 PAMAPA TRIL
1266 PAMPA TRIL - 1246 FILO MORADO
1246 FILO MORADO - 1282 P. HERNANDEZ
1228 CHOS MALAL
1246 FILO MORADO
L_Auq_P.Tril 4 Maq
1266 PAMPA TRIL
Carga Gen..
Carga Gen..
1282 P. HERNANDEZ
Carga Gen..
Red Externa
132 P. Auq. 4 Maq
10
Transform..
33 P. Auquinco
13.2 SVS
1228 CHOSMALAL- 1266 PAMAPA TRIL(1)
1266 PAMPA TRIL - 1246 FILO MORADO(1)
1246 FILO MORADO - 1282 P. HERNAND(1)
1
SVS
SVC 13
1228 CHOS MALAL(1)
1266 PAMPA TRIL(1)
1246 FILO MORADO(1)
L_Auq_P.Tril 1 Maq
Línea(1)
Línea(2)
Compensac..
33 Conexion Interna Sur
33 Conexion Interna Norte
Carga Gen..
Carga Gen..
Carga Gen..
C_I 1-7
C_I 15-21
132 P. Auq. 1Maq
10
Transform..
B33TE15
13.2 SVS(1..
B33TE7
Trans. TE15
0
Línea(3)
C_I 22-28
C_I 8-14
Trans. TE7
33 P. Auquinco..
0
SVS
SVC REDUC 1M
C_I7
33 Conexion Interna
TEG1
1
G
~
TEG3
Compensac..
Compensac..
0
C_I14
0
B33TE22
Trans. TE22
Trans. TE14
B33TE14
Trans. TE15(1)
1
G
~
0
C_I22
G
~
TEQ 1 M
G
~
TEG2
1
Compensac..
G
~
TEG4
1
Compensac..
1
Compensac..
1282 P. HERNANDEZ(1)
1
Compensac..
Red Exter..