Influencia de las ráfagas de viento en la calidad de la energía de los parques eólicos

2.1. Calidad de Energía

La calidad de energía se conoce como un conjunto limitado de propiedades eléctricas que permite a todos los sistemas eléctricos funcionar de la manera prevista sin pérdidas significativas de rendimiento y de la vida útil de los equipos.

El término se utiliza para describir a la energía eléctrica que alimenta una carga y la capacidad de ésta para que funcione correctamente, tomando en cuenta esto, se puede decir que sin la adecuada potencia los dispositivos eléctricos pueden funcionar de manera incorrecta o simplemente no funcionar en lo absoluto (Saini & Kapoor, 2012).

Se considera un problema de calidad de energía eléctrica cuando existen perturbaciones ambientales en el sistema interconectado de redes eléctricas como descargas atmosféricas y cargas no lineales (Ozgonenel et al., 2013). Estas perturbaciones se producen en el orden de los microsegundos y pueden causar desviación de tensión, de corriente o de frecuencia, provocando un mal funcionamiento en los dispositivos de uso final como: pérdida de datos, funcionamiento errático de controles electrónicos, pérdidas en producción empresarial y deterioro de la economía o el bienestar de los usuarios finales.

2.2. Importancia actual

En la actualidad, el enfoque de los problemas en calidad de energía se ha convertido en uno de los temas más importantes en los sistemas de generación debido a la rápida industrialización y al uso extensivo de cargas no lineales que provocan distorsión a la red de corriente alterna (Arya & Singh, 2014).

De acuerdo a normativas internacionales, se debe realizar un nuevo diseño para los dispositivos de detección de calidad de energía basado en los sistemas embebidos industriales que poseen rápida velocidad de cálculo, alta tasa de almacenamiento, precisión y una gran estabilidad incondicional en el sistema de control. Mediante estos controles se obtienen beneficios económicos para las empresas, logrando un aumento en la competitividad y confiabilidad, mediante la optimización de su proceso productivo (Junfeng et al., 2012).

Por otro lado el aumento de los equipos de automatización incrementan los problemas de confiabilidad en las líneas de producción, siendo estos equipos electrónicos una fuente de perturbaciones para la calidad de energía eléctrica debido a su producción de distorsiones en las ondas de tensión y corriente (De Battista, 2000).

Tomando en cuenta lo anterior, se han desarrollado sistemas inteligentes de monitoreo de redes eléctricas que permiten resolver problemas como: huecos de tensión, apagones, sobrecargas, redes obsoletas, etc. (Fadaeenejad et al., 2014).

2.3. Características de los fenómenos electromagnéticos

A continuación se describen los fenómenos electromagnéticos que afectan a un punto determinado de la red eléctrica. La Tabla 1 presenta los fenómenos en régimen permanente, considerando las caídas de voltaje, elevaciones de voltaje, bajo voltaje y sobre voltaje.

En la Tabla 2 se pueden ver la descripción de los fenómenos en régimen transitorio: interrupciones, armónicos, flickers, ruido y transitorios.

Tabla 1

Fenómenos electromagnéticos en régimen permanente

Tabla 2

Fenómenos electromagnéticos en régimen transitorio

2.4. Calidad de energía en parques eólicos

Debido al creciente incremento de la energía eólica, el análisis y la modelación de los parques eólicos son esenciales para la estabilidad y la respuesta dinámica de los sistemas de energía. Los parques eólicos tienen diferentes impactos y funciones en el rendimiento de los sistemas eléctricos debido a la variación de la velocidad del viento en el tiempo. Se han utilizado diferentes técnicas y modelos para la determinación de estos problemas, y los impactos del parque eólico en la calidad de energía y en las redes de distribución (Mutlu et al., 2009).

En la actualidad, un número cada vez mayor de parques eólicos de pequeña potencia se utilizan como fuentes de generación distribuida y estas se conectan a los sistemas de distribución generales de cada país. La naturaleza intermitente y volátil de generación de energía eólica puede afectar los voltajes del sistema de distribución, frecuencia y adecuación de la generación, por lo que los parámetros eléctricos de la red de distribución tienen que ser mantenidos.

Cuando la penetración de la energía eólica es alta, el control de voltaje en el sistema de distribución se vuelve particularmente importante (Chavan, 2013). En muchos países, los nuevos códigos de red establecidos exigen que los parques eólicos incorporen generadores de inducción doblemente alimentados (DFIG) para que participar activamente en la mejora de control de voltaje en el sistema de distribución (Zhao et al., 2010).

Las investigaciones en análisis de calidad de energía en parques eólicos presentan novedosos controles, con el propósito de mitigar las emisiones de parpadeo (flickers) de los generadores de inducción doblemente alimentados. La estrategia de control que presentan se basa en un sistema de control que está compuesto por dos controladores en cascada, un control de parques eólicos y un controlador en la turbina de viento local (Perera et al., 2014), (Bystryk & Sullivan, 2011).

El control del parque eólico se adapta a los consumos de la red de distribución y genera la potencia reactiva mínima que permite suavizar las variaciones rápidas de la producción de energía eólica. En este sentido, el control del parque eólico facilita la integración en las redes eléctricas débiles mediante el intercambio de potencia reactiva con la red. Por otra parte, este tipo de controlador posee las características para dar estabilidad, rapidez y robustez en el despacho del parque eólico, este tipo de control garantiza que la turbina de viento local pueda cambiar y controlar el punto de ajuste de la potencia reactiva con la red (Girbau et al., 2014).

Para lograr una mejor respuesta del parque se utiliza la teoría del control robusto, la cual maneja el diseño de sistemas de control dinámicos que poseen incertidumbres en sus modelos, se dice que un sistema es robusto para un determinado conjunto de incertidumbres si proporciona solidez y un adecuado rendimiento para los modelos integrales del sistema. De esta forma podemos disminuir las perturbaciones del sistema y conectar hacia el sistema interconectado la producción de energía de las turbinas de viento (Olamaei et al., 2012), (Boutoubat et al., 2013).

En las turbinas de viento, los parpadeos pueden ser causados por operaciones de conmutación y por las fluctuaciones de la potencia activa y / o reactiva en la operación continua (Attya & Hartkopf, 2013)

Las mediciones de flicker según la norma 61400-21 deben ser realizadas, en una simulación en una red aislada al sistema nacional interconectado, con el fin de poder determinar las características del fenómeno (Tascikaraoglu et al., 2011).

Las centrales eólicas modernas tales como generadores de inducción doblemente alimentados (DFIGs) han demostrado capacidades de potencia reactiva que les permiten operar en diversos modos como: el control de factor de potencia y la operación de control de tensión (Fadaeenejad et al., 2014), (Mansouri et al., 2004).

En el futuro, será necesario utilizar diferentes estrategias de control con el fin de prestar servicios auxiliares tales como: soporte de potencia reactiva y control en el voltaje del sistema a la red de energía, existen escasos estudios sobre el impacto en la emisión de parpadeo cuando las centrales de energía eólica están operando bajo este tipo de estrategias de control, solo existe un conocimiento global sobre la propagación de parpadeo y atenuación en las redes, esencialmente relacionada con cargas fluctuantes, donde los flujos de potencia activa y reactiva son unidireccionales, es decir, aguas arriba a aguas abajo (Gupta et al., 2014).

En las redes de distribución con la generación integrada, el flujo de potencia activa y reactiva podría llegar a ser bidireccional. Por otra parte, las cargas conectadas en este tipo de redes también pueden influir en la propagación de parpadeo y atenuación (Al-Hamadi, 2012).

Al conectar un parque eólico a la red se producen distorsiones conocidas como armónicos que pueden afectar en la potencia activa, esto se debe principalmente a la utilización de conversores de onda AC a DC y de DC a AC en las turbinas eólicas (Arya & Singh, 2014). Con el fin de mitigar la generación de armónicos se utiliza filtros en el sistema de conversión de onda de la máquina eólica, además un sistema de monitoreo a la salida de cada transformador permite realizar un estudio de la variación de la onda de corriente y voltaje (Jadán & Calle, 2009).

Los armónicos se presentan independientemente de la capacidad de producción que tenga el o los aerogeneradores conectados a la red, sin embargo tienden a aumentar debido a interarmónicos que caracterizan a los armónicos. Al incrementar la producción de potencia de un aerogenerador, el total de interarmonicos también aumenta. Los armónicos no dependen de la potencia activa de producción, mientras que los interarmonicos tienen una relación de dependencia con la potencia activa de producción (Yang et al., 2014), (Yeh & Huang, 2014).

2.5. Ráfagas de viento

La calidad de energía en generadores eólicos se ve afectada por el comportamiento y características del viento. Mediante el modelamiento de ráfagas frontales de viento, aplicado al comportamiento de las diferentes estructuras de un aerogenerador, se determina que los efectos dinámicos en estos tienen una mayor frecuencia de influencia con relación a los efectos cinemáticos causados por las diferentes capas de viento (Kun et al., 2012), (Morsi & El-Hawary, 2011).

Los modelos de ráfaga de viento se basan en la norma IEC-TC88 (Cheng & Bierbooms, 2001), en la que se establecen propiedades estocásticas para forma y duración de la ráfaga; por lo tanto con una simulación sobre un aerogenerador se obtiene una estimación mínima y máxima de operación y control (Dicorato et al., 2012).

2.6. Generador sincrónico bajo influencia de una ráfaga

Para el estudio de una turbina eólica que incluye un generador sincrónico con imanes permanentes, se determinó su comportamiento utilizando el modelo matemático Skystream (Li & Li, 2012), (Cultura & Ziyad, 2012), y para la simulación de la ráfaga de viento se utilizó la función escalón, con lo cual visualiza el comportamiento de la potencia en función de la corriente y voltaje en la salida del generador.

Fig. 12:

Simulación de un generador sincrónico ante una ráfaga de viento

Fuente: Modificado de (Cultura & Ziyad, 2012)

En la Figura 12 se observa que la velocidad del viento es constante en 4 m/s y al introducir la función escalón, ésta se incrementa a 15 m/s, la corriente aumenta linealmente de 4 a 19 amperios en 0,2 segundos y se estabiliza en 18 amperios en un periodo de 1 segundo; el voltaje de salida en el generador permanece constate debido al inversor instalado en este tipo de dispositivos.

Las pérdidas generadas por el efecto de las ráfagas de viento, crean un impacto significativo en la potencia de salida de los aerogeneradores, afectando la producción total de las turbinas de viento; el incremento de pérdidas es directamente proporcional con la turbulencia del viento en turbinas de baja potencia (Kuenzel & Bikash, 2014). Las simulaciones de la curva de potencia se basan en la norma IEC 61400-12-1, donde se desprecia el impacto de la turbulencia sobre las turbinas (Lubitz, 2014), (Pourrajabian et al., 2014).

2.7. Influencia de las ráfagas de viento sobre generadores de inducción doblemente alimentados

El parque eólico en Golfo El Zayt (Egipto) tiene una potencia instalada de 120 MW con generadores de inducción doblemente alimentados (DFIG). El funcionamiento de estas máquinas se basa en: “el giro del rotor a una frecuencia diferente que la frecuencia de red” (Noureldeen & Rashad, 2013), obteniendo la máxima potencia frente a una velocidad variable del viento, logrando controlar la potencia activa y reactiva de forma independiente.

Noureldeen y Rashad realizaron una simulación del parque Zayt y analizaron la estabilidad para diferentes condiciones de ráfagas de viento. La variación de la velocidad de la ráfaga se simuló en tres diferentes condiciones de viento; las velocidades promedio son de 11 12 y 13 m/s; el valor nominal en esta simulación es de 12 m/s. Como se muestran en la Figura 13. Las ráfagas de viento tendrán un pico máximo de 6 m/s sobre las velocidades (Noureldeen & Rashad, 2013).

Fig. 13:

Simulación del viento y presencia de una ráfaga

Fuente: Modificado de (Noureldeen & Rashad, 2013).

Esta simulación establece el comportamiento de los aerogeneradores frente a una ráfaga de viento (Figura 13), determinando la relación inversamente proporcional entre la potencia activa y la potencia reactiva acorde al incremento de la velocidad del viento, como se muestra en la Figura 14.

Fig. 14:

Variación de la potencia active y reactiva frente a una ráfaga

Fuente: Modificado de (Noureldeen & Rashad, 2013).

2.8. Cortocircuitos en aerogeneradores en presencia de ráfagas de viento

El cortocircuito en parques eólicos puede presentarse cuando una ráfaga de viento atraviesa el aerogenerador ocasionando inestabilidad y disminuyendo la confiabilidad del parque; las protecciones eléctricas juegan un rol importante en la estabilidad del sistema al realizar la desconexión del sistema eléctrico (Rocha, 2011).

En un estudio realizado en el parque eólico en las islas de Cabo Verde se determinó el comportamiento de las potencias de un aerogenerador ante el corto circuito producido por una ráfaga de viento (Teixeira et al., 2011), (Zeng et al., 2012). El perfil del comportamiento de la velocidad de viento se basa en la recolección de datos de las diferentes estaciones meteorológicas instaladas del parque; la simulación se basa en la introducción de una ráfaga de viento sobre una velocidad promedio de 5 m/s, alcanzando una velocidad máxima de 20 m/s como se muestra en la Figura 14.

Fig. 15:

Modelo de ráfaga de viento.

Fuente: Modificado de (Teixeira et al., 2011).

La respuesta obtenida de la simulación determina que la potencia activa sufre un incremento con respecto a la potencia nominal por presencia de la ráfaga de viento, la potencia reactiva permanece constante; en el instante en el que se presenta un corto circuito las potencias sufren oscilaciones, actuando las protecciones y despejando la falla, como se muestra en la Figura 15.

2.9. Fenómenos de régimen permanente en parques eólicos

Para analizar la calidad de energía en generadores eólicos se analiza el comportamiento de algunos fenómenos en régimen transitorio como: armónicos, flicker, ferroresonancia, agujeros de tensión, micro-cortes y transitorios de conexión.

2.9.1. Armónicos

Los aerogeneradores no están exentos de tener distorsión armónica de voltaje y corriente, en estos dispositivos el fenómeno se presenta por diversos aspectos tales como: saturación en los transformadores, operaciones en la subestaciones, conexiones de cargas no lineales a la red entre otros (Kesraoui et al., 2014).

Los aerogeneradores dependen del comportamiento del viento, para mantener constante el voltaje en la salida se utilizan inversores, que producen armónicos por la operación de los tiristores; estos equipos disponen de un sistema de filtros para controlar y suprimir estos niveles de armónicos, logrando controlar la frecuencia natural (Gimenez & Gómez, 2011), (De Battista, 2000).

Los armónicos se representan por la distorsión armónica total (THD), y están estandarizados bajo la norma IEC 61000-3-6 (Kesraoui et al., 2014). En la Figura 16 se muestra la distorsión que generan los armónicos sobre la onda de voltaje que entrega el aerogenerador (Arcila, 2012).

Fig. 16:

Armónicos en la Red

Fuente: Modificada de (Kesraoui et al., 2014)

2.9.2. Flicker

Analizando la presencia de flickers en aerogeneradores, se determinó que la distorsión es provocada a la conexión de una máquina eléctrica en la red, generando sobre corriente a la red de corta duración. La estandarización de los flicker fue realizada por la Comisión Electrotécnica Internacional (IEC) descrita en la norma IEC 61000-4-15 (Ignacio, 2010), (Chavan, 2013).

Los flickers de régimen permanente presentes en turbinas eólicas, son causados por ráfagas de viento variando la velocidad en los aerogeneradores, por lo tanto este fenómeno no puede ser compensado ni controlado en su totalidad por el sistema de control, como se muestra en la Figura 17. La mitigación de flickers mecánicamente se puede realizar con el incremento en el diámetro de las palas (Girbau et al., 2014).

Fig. 17:

Fluctuación voltaje sinusoidal

Fuente: Modificada de (Ignacio, 2010).

2.9.3. Ferroresonancia

En los parques eólicos existe la necesidad de elevar el voltaje a los niveles de los sistemas eléctricos interconectados, esto ocasiona la utilización de transformadores elevadores de voltaje a través de una conexión estrella-triangulo como se muestra en la Figura 18 (Gimenez & Gómez, 2011).

El fenómeno de ferroresonancia es el resultado de la capacitancia parasita de los cables aguas abajo del transformador y de su inductancia primaria, afectando a la excitación de un transformador o de inductancias, mediante la conexión en serie de capacitancias; esto se encuentra especificado en la norma ANSI/IEEE Std 100-1984 (Hassan et al., 2011) (Kuenzel & Bikash, 2014).

Fig. 18:

Conexión de aerogeneradores a la red

2.10. Fenómenos de régimen transitorio

2.10.1. Huecos de tensión

Los huecos de tensión son fenómenos transitorios que se presentan en todos los tipos de generación eléctrica y en la industria eólica no es la excepción. Este fenómeno se caracteriza por una reducción brusca de la tensión y un tiempo de recuperación como se muestra en la Figura 19. En un parque eólico se puede presentar después del paso de una ráfaga de viento (Gimenez & Gómez, 2011).

Los huecos de tensión se presentan en una o dos de las fases, generan oscilaciones en el rotor de la turbina causando el paro abrupto del aerogenerador (Jiménez, Gómez-Lázaro, Fuentes, Molina-García, & Vigueras-Rodríguez, 2013).

Fig. 19:

Huecos de voltaje en generación de electricidad mediante turbinas eólicas.

Fuente: Modificada de (Gimenez & Gómez, 2011)

2.10.2. Transitorios de conexión

Micro cortes

Los micro cortes de voltaje son fenómenos transitorios que se generan por la velocidad de operación de los dispositivos de maniobra como por ejemplo interruptores y re-conectadores en la subestación de la central eólica, los cuales generan picos o huecos de tensión con una duración de micros segundos como se muestra en la Figura 20; (Gimenez & Gómez, 2011), estos afectan a la calidad de energía causando deformidad de la onda.

Existen otros fenómenos transitorios que afectan a los parques eólicos como:

Corriente de cortocircuito: Se caracteriza por sus perturbaciones al presentarse una falla en el sistema.

Sobre-intensidad: Se genera en la red por conexión del generador eólico.

Compensación capacitiva: Se presenta cuando se mejora el factor de potencia del parque eólico (Gimenez & Gómez, 2011).

Fig. 20:

Forma de onda de Sobre-corriente

Fuente: Modificada de (Gimenez & Gómez, 2011)