Análisis de generación eólica en sistemas eléctricos de potencia (I)

Renovables y Medio Ambiente
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Análisis de generación
eólica en sistemas
eléctricos de potencia (I)
D. Galván, G. Luengo, S. Tomanovic y R. Portales
ABB Transmission and Distribution Systems, S.A.
y E. Llorente
ABB Power T&D Company Inc.
1. ¿Un único
sistema eléctrico?
En función del tamaño de la
instalación eólica podemos llegar a distinguir hasta tres sistemas eléctricos independientes, a
saber:
Los países indutrializados son
progresivamente conscientes de
las dificultades para cumplir
los compromisos de reducción
de gases de efecto invernadero,
en especial CO2.
El efecto combinado de las
políticas incentivadoras de las
Administraciones, junto con el
propio desarrollo de la
industria eólica, han convertido
a este tipo de tecnología en una
alternativa viable. El objetivo
fijado por la UE es cubrir con
este tipo de tecnología el 12% de
la demanda total en el año 2010.
En España el PFER prevé la
instalación de 9.000 MW hasta
el año 2010, de los cuales
prácticamente 2.000 MW ya se
encontraban en funcionamiento
a finales del año 2000.
El presente artículo pretende
dar una visión general de la
problemática de los sistemas
eléctricos de dichos parques,
tanto desde el punto de vista de
impacto en la red externa, como
del proceso de optimización de
la instalación eléctrica del
propio Parque Eólico.
60
- Sistema eléctrico existente
de la compañía transportista o
distribuidora.
- Sistema eléctrico de subtransmisión para conectar diversos parques eólicos en el mismo
área geográfica.
- Sistema eléctrico de distribución interno al parque (instalación colectora).
Estos tres sistemas se representan en la figura 1.
Cada uno de estos tres sistemas debe ser analizado desde
diferentes puntos de vista, ya
que su problemática habitual es
igualmente diferente.
El sistema existente antes de
la instalación de los parques eólicos (sistema 1), es una instalación normalmente de alta tensión que muy probablemente
no fue planificada pensando en
la instalación eólica. En consecuencia, el objetivo es determinar el impacto que la evacuación de generación eólica puede
producir en esa red, y eventualmente los refuerzos necesarios.
El sistema 2, representa una
red de subtransmisión completamente nueva asociada a la inversión en los parques eólicos, y
que habitualmente sirve para interconectar éstos con el punto de
"enganche" a la red existente.
Normalmente también se trata de
una red de alta tensión. El objetivo del análisis de esta red es definir la solución "óptima" desde el
punto de vista técnico y económico para dicha interconexión.
Esta red puede o no, ser necesaria en función del número y localización de los Parques Eólicos.
El sistema 3 es la habitual red
de distribución interna del Parque, normalmente en media
tensión (20-36 kV). El objetivo
del análisis de esta red será la
definición y especificación de
equipos que aseguren la evacuación de energía con la máxima fiabilidad y al menor coste
posible.
En los siguientes apartados
describiremos el tipo de análisis
y metodología empleada por
ABB para el estudio de estos
tres sistemas.
2. Análisis del sistema
AT existente
La conexión de parques eólicos a una red de transmisión o
distribución existente puede
afectar al comportamiento de la
misma en función de dos variables principales:
- Potencia eólica instalada.
- "Fortaleza" de la red a la que
se conecta (expresada como
Pcc/Peólica).
El análisis de dicho impacto
debe realizarse tanto desde el
punto de vista de comporta-
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Figura 1.
Sistemas
asociados
a los P. eólicos.
miento estático, como desde el
punto de vista de comportamiento dinámico del sistema.
2.1. Comportamiento
en régimen estático
–––––––––––––––––––––––––––––––
A diferencia de otro tipo de
tecnologías de generación, no es
habitual que la generación eólica pueda provocar problemas en
lo que al nivel de cortocircuito
se refiere. Esto es debido tanto al
hecho de que la mayoría de las
máquinas utilizadas son de tipo
asíncrono, como fundamentalmente al hecho de que al generar básicamente en baja tensión
(la potencia unitaria de las máquinas suele ser inferior a 1
MW), y exigir una red de distribución intermedia MT más una
estación transformadora MT/AT,
la "impedancia" equivalente vista
por la red es muy elevada en la
mayoría de las ocasiones.
En consecuencia, los análisis
de comportamiento estático habituales pretenden analizar la
posibilidad de aparición de sobrecargas o bien de problemas
de control de tensión en la red.
Dependiendo del nivel de tensión de la red a la que se conecten los Parques, y de los requisitos de operación impuestos a dicha red por el Operador del Sis-
tema (ISO), los criterios de análisis difieren de un país a otro. En
el caso de España, los criterios
de operación impuestos a la red
de transmisión exigen que:
- Condición normal de operación: con todos los elementos
de red en servicio, la conexión
del Parque no debe provocar
sobrecargas por encima del
100% de la capacidad de transporte de la línea. En cuanto a la
tensión, ésta debe mantenerse
dentro de unos determinados
perfiles establecidos para cada
zona, desde este punto de vista.
- Comportamiento del sistema
frente a contingencias:
El sistema deberá mantener
sus parámetros de control dentro los límites que se indican a
continuación para las contingencias señaladas:
• Fallo simple (Criterio N-1):
no se producen cortes de mercado ni sobrecargas permanentes
en las líneas de la red de transporte respecto a su límite térmico estacional, pudiéndose admitir sobrecargas transitorias de
hasta un 15% con una duración
inferior a 20 minutos. No se producen sobrecargas en los transformadores respecto a su potencia nominal, salvo en invierno,
en que se admite una sobrecar-
ga de un 10% y que puede variar
en cada caso concreto.
• Pérdida de líneas de doble
circuito (cuando se comparten
más de 30 km de traza): no se
producen cortes de mercado; no
existen sobrecargas en las líneas
de la red de transporte superiores al 15% de su límite térmico
estacional; no existen sobrecargas en los transformadores superiores al 20% en invierno y al
10% en verano.
• Las tensiones deben estar
dentro de los siguientes límites
en el caso de fallo simple (contingencia N - 1): entre 380 kV (95
%) – 435 kV (108,7 %) en la red
de 400 kV y entre 205 kV (93 %)–
245 kV (111 %) en la red de 220
kV y en el caso de fallo doble
(contingencia N - 2) entre 375 kV
(93,75 %) – 435 kV (108,7 %) en
la red 400 kV, y 200 kV (90 %) –
245 kV (111 %) (red 220 kV).
Por esto es necesario un análisis de las posibilidades que tiene
el sistema existente para evacuar
la potencia eólica requerida en diferentes condiciones de operación
tanto desde el punto de vista de
tensión como de sobrecargas.
El análisis de sobrecargas se realiza por medio de herramientas
estándar de simulación de flujos
de cargas, que permiten estudiar
el comportamiento del sistema
tanto en condición normal con todos sus elementos en servicio, como ante contingencias (Fig. 2).
No obstante, el principal problema derivado de la instalación
de parques eólicos suele ser el
de inestabilidad de tensiones, o
en casos extremos el colapso de
tensión.
Efectivamente, dado que la
inmensa mayoría de las instalaciones eólicas cuentan con generadores de inducción con sistemas de compensación de reactiva por baterías de condensadores, en el caso de producirse
una perturbación en la red que
origine el correspondiente hueco de tensión se producen dos
fenómenos adversos:
enero/febrero 02
61
Renovables
y Medio Ambiente
Figura 3. ∆Q vs. ∆V.
Figura 2. Análisis de sobrecargas.
a) Los generadores de inducción aumentan su deslizamiento
y por tanto su consumo de reactiva de forma cuadrática con la
caída de tensión, dando lugar a
un proceso de realimentación
del hueco de tensión.
b) La aportación de las baterías
de condensadores disminuye cuadráticamente con la tensión, disminuyendo en consecuencia todavía más el soporte de tensión.
Este comportamiento se describe gráficamente en la figura 3.
Existen dos técnicas habitualmente empleadas para el análisis de los márgenes de penetración de generación eólica que
un sistema admite en un punto
determinado de la red.
El primero de ellos se basa en
Figura 4. Característica P-V estática.
62
la determinación del punto de
colapso a través de las curvas PV, es decir la variación de la tensión en función de la potencia
generada. Habitualmente sólo se
determina la característica P-V
estática post-contingencia, aunque en determinadas ocasiones
puede resultar más ilustrativa la
característica dinámica, obtenida
bien a través de simulación en
el tiempo, bien a través de la determinación del punto de bifurcación silla-nodo según técnicas
de análisis lineal.
Un ejemplo de característica
estática P-V se muestra en la figura 4, donde se observa como,
para un punto de conexión determinado, existen distintos valores máximos de potencia eólica a partir de los cuales se incumplen los límites de operación marcados por el ISO.
Otra técnica que permite analizar la posibilidad de colapso
de tensión, y por otro lado las
necesidades complementarias
de reactiva para evitarlo, es la
del análisis de las curvas Q-V.
En este caso se representa la reactiva consumida/generada en
un determinado punto de la red
en el que se va a conectar la generación eólica para distintos
perfiles de tensión.
En la figura 5 se muestra la familia de curvas estáticas Q - V
para un punto de conexión determinado. Siendo Qf > 0 potencia reactiva aportada en el nudo,
y Qf < 0 potencia reactiva consumida, dicha figura implicaría
que todos los puntos por encima
del eje de abcisas son infactibles
desde el punto de vista de la
operación a no ser que se aporte reactiva (se toma como hipó-
Figura 5. Característica Q-V estática.
Figura 6. Límite dinámico de Colapso de tensión.
tesis que los generadores son de
inducción y por tanto consumen
reactiva).
Como se deduce de la figura
5, en este ejemplo premeditadamente extremo, sería necesario
un aporte adicional de aproximadamente 150 MVAr en el
punto de conexión para poder
evacuar 300 MW de potencia
eólica con tensiones nominales.
El punto A sería el de equilibrio
estable y el B marcaría una condición de operación inestable.
Figura 7. Inestabilidad dinámica ante faltas.
de la red existente, es necesario
desarrollar una simulación del
comportamiento dinámico del
sistema que tenga en cuenta los
siguientes factores, entre otros:
- Respuesta de los sistemas de
regulación de las máquinas síncronas presentes en el área (fundamentalmente AVR y sistemas
de excitación).
- Característica de comportamiento dinámico de la carga en
función de la tensión.
La práctica habitual es establecer como potencia límite un
porcentaje del valor máximo obtenido con cualquiera de las técnicas descritas, requiriéndose del
análisis dinámico para establecer
unos valores más ajustados.
- Características de comportamiento dinámico de equipos de
compensación tipo SVC o estabilizadores.
2.2. Comportamiento
en régimen dinámico
–––––––––––––––––––––––––––––––
- Actuación sistemas de protección.
Como se ha descrito anteriormente, la inmensa mayoría de
las instalaciones eólicas utilizan
máquinas de inducción que por
su característica propia tienden
a "realimentar" los huecos de
tensión producidos en la red,
prolongando éstos tanto desde
el punto de vista de duración
como desde el punto de vista de
profundidad.
Para analizar en detalle este
proceso, desde el punto de vista
- Amortiguamiento del flujo interno de los generadores eólicos.
Una vez desarrollado el modelo dinámico apto para este tipo de estudios, el objetivo del
análisis será complementar el
estudio de estabilidad estática
de tensiones descrito anteriormente con un análisis de estabilidad transitoria. En general, el
límite dinámico será más restrictivo que el estático.
En la figura 6 se muestra un
ejemplo de este tipo de simulación, donde se puede observar
la "evolución dinámica" del hue-
co de tensión en la red externa
posterior a una falta, para dos
niveles distintos de potencia a
evacuar (PA>PB) sin compensación dinámica, así como el efecto de introducir dicha compensación en forma de SVC (Static
Var Compensator).
Esta inestabilidad dinámica
puede manifestarse, tras una
perturbación en la red que modifique sustancialmente la potencia de cortocircuito en el
punto de conexión (disparo de
una línea "importante"), varios
segundos después de producirse el evento, y tras un "aparente" período de estabilidad, tal y
como se indica en la figura 7.
Otra forma de impacto de la
generación eólica en el comportamiento dinámico del sistema
externo es debida a la propia
naturaleza del "par motor", es
decir el viento. Efectivamente, a
diferencia de otras formas de
generación (térmicas, nucleares
e hidráulicas), el viento como
combustible no puede controlarse de forma convencional, ya
que no puede regularse el "caudal de combustible".
Así, el control convencional
de los aerogeneradores se basa
en el objetivo de maximizar el
rendimiento de una fuente de
energía no regulable. Para ello
se utilizan sistemas de orientación de góndola, generadores
enero/febrero 02
63
Renovables
y Medio Ambiente
Figura 8. Potencia mecánica de la turbulencia.
de dos velocidades, o álabes de
paso variable, así como sistemas
de frenado (aerofrenos o álabes
en bandera) cuando la velocidad del viento supera los límites
de riesgo mecánico.
De esta manera, las variaciones del flujo de viento (raramente laminar) provocan variaciones
de par en el aerogenerador que
pueden traducirse en "rizados"
de la onda de tensión y potencia. Si bien estas variaciones
pueden mitigarse en parte con
un diseño específico del aerogenerador (álabes y acoplamiento
turbina-alternador), o por la propia inercia del conjunto, pueden
provocar perturbaciones significativas, especialmente en el caso
Figura 10. Tensión en la red externa.
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Figura 9. Velocidad y Potencia Eléctrica.
de que el sistema externo sea
"débil" (baja potencia de cortocircuito respecto de la potencia
eólica instalada).
par mecánico experimentado
por el conjunto de aerogeneradores de un PE de 50 MW ante
turbulencias.
Esta circunstancia es especialmente crítica en el caso de turbulencias (variaciones rápidas y
de fuerte magnitud en la velocidad y dirección del viento) pudiendo dar lugar a un elevado
porcentaje de "flicker" en la tensión de la red externa que terminaría afectando al resto de
usuarios de dicha red.
Esta variación del par provocado por la turbulencia se traduce en una variación del deslizamiento de los aerogeneradores,
lo que a su vez implica una rápida variación del consumo de
reactiva y en consecuencia de la
tensión y potencia eléctrica suministrada. En la figura 9 se representan las variaciones de velocidad media de los aerogeneradores, así como de la potencia
eléctrica equivalente entregada.
En la figura 8 se muestra la
potencia mecánica equivalente
suministrada por el viento en
caso de turbulencias. Puede observarse la fuerte variación del
Figura 11. Análisis de armónicos.
Las rápidas variaciones en la
potencia activa (y sobre todo re-
Figura 12. Control mediante inyección al rotor.
Figura 13. Convertidor a salida aerogenerador.
activa) del Parque se traducen
en las variaciones de tensión en
la red externa que se muestran
en la figura 10.
Un análisis de subarmónicos
de esta onda de tensión revelará
la importancia del fenómeno del
flicker en cada caso.
En general, la experiencia de
numerosos análisis realizados
por ABB ha demostrado que una
relación de 10 entre la potencia
de cortocircuito en el punto de
conexión y la potencia instalada
en generación eólica es un valor
mínimo de umbral de riesgo. Entre 5 y 10 puede ser aceptable
según circunstancias particulares
(relación X/R, consumo en la zona, etc.), y por debajo de 5 no es
aceptable, en general, salvo aplicación de soluciones como las
descritas a continuación.
Actualmente se están implantando diferentes tecnologías de
control de los aerogeneradores
con el objetivo de limitar estas
fluctuaciones, y por tanto mejorar la calidad de suministro de
potencia por parte de los Parques Eólicos. Aún cuando los
sistemas son muy variados dependiendo de los fabricantes,
éstos se pueden resumir en dos
actuaciones:
- Utilizar un generador asíncrono alimentando el circuito
rotórico con una corriente de
frecuencia variable. En la figura
12 se muestra este control que
permite que la corriente inyectada tenga una frecuencia igual al
deslizamiento de la máquina
(por tanto, el aerogenerador actúa "como un generador síncrono conectado a la red"). La modificación de la frecuencia de la
corriente se realiza mediante un
conversor electrónico.
- Controlar las variaciones en
la potencia eléctrica de salida
mediante la inclusión de un
control electrónico de potencia.
Con este control se limitarían las
fluctuaciones de potencia a la
salida aerogenerador mediante
el control de ángulo de disparo
de los tiristores del conjunto rectificador–inversor.
Las respuestas propias de los
aerogeneradores según el tipo
de control, y el análisis de las
ventajas y desventajas propias
de cada uno de ellos requeriría
de un espacio muy extenso por
lo que no se incluye en este artículo. No obstante, las nuevas
necesidades y potencias unitarias de los aerogeneradores han
incrementado esta necesidad de
control desarrollándose nuevas
tecnologías, como el WINDFORMER®, o la interconexión a
través de HVDC Light®.
El WINDFORMER® supone
una simplificación de los equipos constituyentes de un aerogenerador, utilizando un único
equipo generando a 20 kV que
haga las veces del conjunto caja
reductora - motor – transformador, e incorporando el concepto
convencional clásico de HVDC,
Figura 14.
Equipo convencional
vs. WINDFORMER®.
Figura 15.
Esquema concepto
WINDFORMER®.
enero/febrero 02
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y Medio Ambiente
tecnología permite una drástica
disminución tanto de la profundidad del hueco de tensión como de su duración, a pesar del
incremento de potencia eólica.
Por lo que se refiere al efecto
de amortiguación del fenómeno
del flicker, en la figura 18 se
muestran los resultados obtenidos en el caso real utilizado de
ejemplo.
basada en tecnología IGBT más
un convertidor para el control
de la potencia. Un esquema tipo
de WINDFORMER® se muestra
en las figuras 14 y 15.
La tecnología HVDC Light®
supone una evolución del concepto convencional clásico de
HVDC, pero basada en tecnología IGBT y el concepto de convertidores de fuentes de tensión.
Un esquema tipo de HVDC
Light se muestra en la figura 16.
En la figura 17 se observa como la utilización de este tipo de
Figura 16.
Esquema
HVDC Light.
Respecto a la inestabilidad dinámica de tensión, en este apartado nos hemos centrado en los
problemas más habituales, relacionados con la variación del
consumo de reactiva en este tipo
de instalaciones. No obstante,
conviene señalar que cuando los
parques eólicos se instalan en
redes con relación X/R muy baja
(por debajo de 2-3), normalmente coincidentes con tensiones
por debajo de 20 kV, o bien redes que utilizan cables subterráneos, la propia variación de potencia activa entregada puede
ser fuente de inestabilidad de
tensión, y en consecuencia también debe ser analizada.
3. Análisis del sistema
AT de enlace
En este apartado abordamos
la problemática de sistema de
enlace entre diversos parques
eólicos cuando éstos tienen un
punto común de enganche a la
red AT existente. Estaríamos ha-
blando del "Sistema 2" de los representados en la figura 1.
Los estudios técnicos para determinar este sistema de enlace
o subtransmisión contemplan:
- Trazado topológico factible,
o en caso de tener alternativas
definición del trazado óptimo.
- Nivel de tensión para el sistema de enlace. Típicamente
suelen tratarse de redes AT.
- Dimensionamiento de conductores en función de un estudio de cargas, pérdidas y tensión.
- Estudios de fiabilidad.
- Estudios económicos.
En lo que se refiere al primer
aspecto, el topológico, los estudios consisten básicamente en
definir los diferentes trazados
factibles para la interconexión
de Parques en función de la
orografía del terreno, derechos
de paso, impacto ambiental u
otras circunstancias de interés
en cada caso. Las condiciones
de acceso de los transformadores deben ser tenidas en cuenta
para determinar la ubicación de
los diferentes nudos de la red.
Los estudios técnicos de nivel
de tensión de conexión, pérdidas, y dimensionamiento de
conductores (por criterio de car-
Figura 18. HVDC Light vs. flicker.
Figura 17. HVDC Light vs. hueco de tensión.
66
sobrecoste económico, por lo
que el análisis de fiabilidad debe tener en cuenta tanto aspectos económicos como técnicos.
Por ejemplo, si la red de enlace entre parques va a tener un
diseño radial, de tipo arborescente, puede analizarse el efecto de la automatización de dicha
red en la capacidad de evacuación de potencia eólica.
ga y cortocircuito), utilizan como herramienta habitual el flujo
de cargas (OPF como alternativa) por lo que no insistiremos
de nuevo en estos aspectos.
Nos centraremos por tanto en
analizar brevemente los otros
dos aspectos: la fiabilidad y la
inversión.
3.1. Análisis de fiabilidad
–––––––––––––––––––––––––––––––
Los estudios de fiabilidad dependen habitualmente de dos
variables:
- Nivel de fiabilidad requerido por el promotor del Parque
(s) eólico (s).
- Nivel de fiabilidad impuesto
por el ISO.
El nivel de fiabilidad requerido por el promotor se traduce
inmediatamente en un posible
Figura 19.
Fiabilidad
vs. coste.
A mayor nivel de automatización, menor tiempo de reposición después de falta (medido
en términos de TIEPI o SAIDI
por ejemplo), y menor frecuencia de falta percibida por cada
cliente (medido en términos de
NIEPI o SAIFI).
En este tipo de análisis se
evalúa la mejora en los índices
de calidad en función del grado
de automatización (telemando,
reconectadores, seccionalizadores, etc) y se compara con el
coste asociado, de tal manera
que se obtenga no la solución
"óptima" sino la que en términos
del inversor resulta más aceptable como un compromiso entre
inversión y calidad.
En la figura 19 se representa el
resultado de este tipo de análisis
en función de la mejora experimentada en los índices de calidad. El coste de "no-evacuación"
representaría la pérdida económica acumulada por el conjunto
de parques eólicos afectados por
la interrupción al no poder evacuar la energía correspondiente.
No debe olvidarse en este senti-
do que la inmensa mayoría de
estas instalaciones se encuentran
abandonadas, siendo explotadas
desde un control central situado
a muchos km de distancia.
En lo que se refiere al nivel
de fiabilidad impuesto por el
Operador del Sistema (ISO), si
bien frecuentemente este tipo
de redes de enlace se dedica exclusivamente a la evacuación de
generación eólica, y en consecuencia no afectan a la calidad
de suministro al consumidor final, también es cierto que suelen desarrollarse en alta tensión
(AT). En consecuencia son susceptibles de ser requeridas a
cumplir criterios de planificación más estrictos como pudiera
ser el ya mencionado N-1 ó N-2.
3.2. Análisis de
solución "óptima"
–––––––––––––––––––––––––––––––
Como resultado de los análisis técnicos descritos anteriormente se habrá obtenido:
- Conductor necesario en cada
tramo en función del nivel de tensión y la potencia a transportar.
- Nivel de aislamiento.
- Longitud de cada tramo y
equipamiento de las subestaciones necesarias (incluida la regulación de tensión si fuera necesaria).
- Pérdidas anualizadas obtenidas para cada alternativa (valoradas al precio de venta de la
Figura 20.
a. Alternativa 1
b. Alternativa 2
enero/febrero 02
67
Renovables
y Medio Ambiente
formadores AT/MT, y el sistema
de distribución hasta los aerogeneradores MT (normalmente 20
kV en grandes Parques).
Tabla I.
Alternativa 132 kV vs. 220 kV
Concepto
El objetivo del análisis de este sistema es garantizar su función (evacuación de potencia de
los aerogeneradores), optimizando al máximo la inversión
prevista. Para ello supongamos
el esquema eléctrico de un parque eólico tipo según se muestra en la figura 21.
MESP
Ahorro de inversión ..................................................................................................262,0
Ahorro por escudo fiscal de la amortización ..........................................................-68,7
Ahorro de pérdidas ..................................................................................................-381,2
VAN (ahorro) ............................................................................................................-187,9
Alternativa 132/220 kV vs. 220 kV
Concepto
MESP
Básicamente consiste en varias líneas de aerogeneradores
(no más de 9 ó 10 por cada línea). Estos generadores suelen
producir en baja tensión (690 V
por ejemplo), y su potencia se
transforma a media tensión en el
propio aerogenerador, (un valor
típico puede ser 20 kV). Los
transformadores de cada uno de
los generadores de una misma línea se unen a través de cables
subterráneos de media tensión
que evacuan la potencia generada. Toda la potencia de la línea
se recoge en la celda de media
tensión de cabecera. Normalmente cada celda de cabecera
equipada de interruptor recoge
una línea de aerogeneradores,
de 5 a 10 MW, y finalmente la
potencia se evacua a través de
un transformador principal hacia
la red externa de alta tensión. En
España, y por límites legales, el
máximo nivel de agregación por
transformador es de 50 MW (típicamente, siete u ocho líneas).
Ahorro de inversión ..................................................................................................255,0
Ahorro por escudo fiscal de la amortización ..........................................................-67,0
Ahorro de pérdidas ..................................................................................................-136,2
VAN (ahorro) ................................................................................................................51,8
energía eólica y teniendo en
cuenta el coeficiente real de utilización de los parques).
Sin embargo, en numerosas
ocasiones (especialmente en el
caso de grandes parques eólicos), el resultado del estudio
técnico presenta diversas alternativas igualmente válidas desde
el punto de vista técnico.
ción (parte exenta del impuesto
de sociedades) que pueda suponer el resto sobre la primera,
calculando el VAN y TIR de cada una de ellas.
Para el cálculo económico, en
el caso de España, se suelen
emplear como parámetros para
analizar la inversión eólica los
siguientes:
En este caso, la definición de
la red de enlace finaliza con la
elección de aquella alternativa
que, cumpliendo con todos los
requisitos técnicos impuestos,
permita obtener la solución de
mínimo coste.
- Tasa de descuento: 5,5-6,0%.
- Tiempo de operación: 20 años.
- Impuesto de sociedades: 35%.
- Tiempo de amortización:
14-15 años.
- Precio del kWh: 10,42 pta/
kWh.
Supongamos que, para un
conjunto de parques eólicos, finalmente tenemos las dos alternativas de trazado que se muestran en las figuras 20a y 20b.
La comparación de ambas alternativas en los distintos niveles de tensión se muestra en la
Tabla I.
Para ambas alternativas el
punto de conexión con la red
externa sería la S/E Goya.
En este ejemplo las alternativas técnicas viables, al margen
de las dos topologías, son la
elección del nivel de tensión óptimo, en este caso 132 kV, 220 kV
o un mix de ambas tensiones.
Tomando una de las alternativas como base se compara el
ahorro de inversión, pérdidas y
el escudo fiscal de la amortiza-
68
En este caso la alternativa
más económica que cumpliría
con todos los requisitos técnicos
es la combinación de un sistema
de 132 kV con uno de 220 kV y
topología correspondiente a la
alternativa 1.
4. Análisis del
sistema colector
del parque eólico
En general este sistema incluye la subestación colectora principal del parque eólico, los trans-
Figura 21.
Esquema de
distribución
interno.
En los siguientes epígrafes
discutiremos los distintos aspec-
El factor de capacidad del
parque (horas de utilización),
que se define como el número
de horas equivalentes que el
parque estaría trabajando a potencia nominal, es aproximadamente del 30 %, muy bajo si lo
comparamos con formas de generación tradicionales.
tos a analizar en el proceso de
optimización del diseño eléctrico del parque.
4.1. Curvas de carga
y probabilidad–viento
–––––––––––––––––––––––––––––––
Para la realización de los estudios de optimización del sistema eléctrico son necesarios los
siguientes datos de entrada:
- Curva de potencia del generador eólico.
- Curva de viento del parque
(m/s versus horas - año).
En la figura 17 se muestran
como ejemplo las dos características de nuestro parque eólico
tipo:
- La curva de potencia de los
aerogeneradores se representa
en el eje de ordenadas izquierdo
(la potencia nominal del generador es de 750 kW). Esta curva se
satura cerca de los 17 m/s, es
decir que para valores mayores
de velocidad de viento la potencia generada no sólo no aumenta sino que, en algunos casos,
puede descender ligeramente.
- La curva de viento se mide
en p.u. (eje derecho de ordenadas) y representa el porcentaje (o
más bien el tanto por 1) de horas
al año que el viento sopla a una
determinada velocidad en la zona
en donde está ubicado el parque
eólico. Como se puede observar
en la figura 17, la mayor parte de
las horas del año el viento sopla
entre 0 y 15 m/s estando la moda
alrededor de 5 m/s.
Figura 22.
Curva de
potencia
y viento.
Para simplificar los estudios se
suele tomar la consideración de
que todos los aerogeneradores
del parque están expuestos a la
misma velocidad de viento al mismo tiempo y las mismas horas al
año. Dicho de otra forma, a todos
los aerogeneradores se les supone la misma curva de viento. Esta
simplificación no afecta significativamente a los resultados finales,
mientras que sí reduce enormemente el tamaño del problema.
Por otro lado, en los estudios
en los que es necesaria la utilización de la curva de viento, como
pueden ser los estudios de compensación de reactiva o de cálculo de pérdidas, se utilizan únicamente 25 regímenes de carga discretos, que van desde 0 hasta 24
m/s. Cada uno de estos escenarios de velocidad de viento se
transforma rápidamente en un escenario de potencia generada por
el parque a través de la curva de
potencia del aerogenerador y tomando en cuenta la simplificación realizada anteriormente.
4.2. Dimensionamiento
de la aparamenta y cables
–––––––––––––––––––––––––––––––
Para el diseño de la aparamenta eléctrica del parque en
media y baja tensión es necesario realizar estudios en régimen
permanente tanto de cargas como de nivel de cortocircuito y
pérdidas, y elegir siempre el criterio más restrictivo de los dos.
Por su importancia, el aspecto de pérdidas lo trataremos de
forma independiente en otro
apartado.
- Dimensionamiento
de los cables de MT
El objetivo de este análisis es
definir la sección óptima de cable MT que minimiza la inversión cumpliendo con las restricciones técnicas. Dejándonos
guiar por los resultados en régimen permanente (flujo de cargas
y nivel de cortocircuito), los cables han de ser diseñados típicamente con secciones decrecientes a medida que nos alejamos
de las celdas de media tensión
de cabecera hacia los extremos
finales de las líneas de aerogeneradores. Lógicamente la sección más cercana a las celdas
transporta toda la potencia generada por los aerogeneradores de
la línea, mientras que los cables
cercanos a los extremos transportan mucha menos potencia.
Por otro lado, también las
secciones de cable más cercanas
a la celda de media tensión de
cabecera son las que tienen que
soportar intensidades más altas
de cortocircuito. Efectivamente,
si bien es cierto que los aerogeneradores aportan corriente al
cortocircuito, lo cierto es que la
mayor aportación viene de la
red externa a través de los transformadores principales. Lógicamente esa aportación se va reduciendo a medida que el cortocircuito se produce en secciones de cable más alejadas de la
celda de cabecera, por efecto de
la impedancia creciente.
La experiencia de los parques
estudiados dice que el flujo de
cargas en régimen permanente es
un criterio menos restrictivo que
el de cortocircuito en parques de
más de 25 MW de potencia, por
lo que el cálculo habitual que
suele hacerse es dimensionar
atendiendo a este último criterio
(en las secciones próximas a la
cabecera) y comprobar posteriormente que las secciones de conductor elegidas son válidas también en régimen permanente. Las
secciones alejadas de la cabecera
se dimensionan según su carga
en régimen permanente.
Para el cálculo práctico del
nivel de cortocircuito que deben
soportar los cables se utiliza la
intensidad térmica de corta duración (1 segundo).
enero/febrero 02
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Renovables
y Medio Ambiente
El proceso iterativo es el siguiente: se estiman unas secciones de cable previamente al cálculo de cortocircuito. Estas secciones pueden ser por ejemplo
de 240 mm2 en los cables más
cercanos a las celdas de cabecera, 120 mm2 en las secciones intermedias y 95 mm2 en las secciones más extremas. A continuación se realiza un análisis de
cortocircuito trifásico equilibrado suponiendo faltas en cada
uno de los cables, siempre en
las secciones más cercanas a la
celda de cabecera en cada una
de las líneas, que son los casos
más desfavorables.
Una vez obtenidos los valores
de intensidades de cortocircuito
en cada cable se comprueba si
las secciones elegidas a priori
están preparadas para soportar
esos valores. Si algún cable está
excedido será necesario aumen-
tar su sección mientras que si algún cable está sobredimensionado se puede elegir otro de
menor sección.
Una vez realizados los cambios pertinentes es necesario repetir el análisis, ya que al sustituir las secciones de algunos cables cambia la configuración de
impedancias del parque y eso
puede cambiar los resultados
del análisis de cortocircuito. Una
vez realizado se vuelve a comprobar que todos los cables son
capaces de soportar las corrientes de cortocircuito y que no haya cables sobredimensionados.
Si no es así se tendrá que repetir el proceso iterativamente hasta que se llegue a una solución
final. Normalmente no son necesarios más de tres análisis hasta alcanzar la solución óptima.
Por último es necesario reali-
zar un flujo de cargas en régimen permanente con el escenario definitivo del análisis anterior. Este flujo de cargas se realiza considerando todos los aerogeneradores generando al
100%, que es la condición más
desfavorable.
Como ya se ha dicho la experiencia demuestra que los cables
diseñados por cortocircuito
aguantan perfectamente las condiciones de carga en régimen
permanente para la mayoría de
los casos.
Dependiendo de la longitud de
cables, a veces resulta más económico instalar cable de la misma
sección al poder comprar partidas
más grandes, con independencia
de la solución "óptima".