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trata sobre el impacto que tienen las centrales eolicas en a actualidad
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17/10/2015 Centrales eólicas | Textos Científicos
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Principal (/) / Energías Alternativas (/energias) / Centrales eléctricas (/energia/centrales-electricas)
CENTRALES EÓLICAS
El aprovechamiento de la energía del viento es antiguo pero en los últimos años
se ha desarrollado mucho, aprovechando los progresos en aerodinámica y
electrónica de los reguladores. En general, las provincias Argentinas de la región
patagónica cuentan con vientos importantes y constantes, por lo que son muy
promisorios para la implantación de granjas eólicas, que son grupos grandes de
generadores reunidos en un área favorable.
Las estimaciones de los investigadores dicen que debajo del paralelo 42 se podría
disponer de una potencia del orden de 1 Mw por Km. , cifra muy significativa, si se
tiene lo dilatado de la región.
Las turbinas eólicas se basan en la acción del viento sobre palas. El viento
produce dos efectos: arrastre y sustentación. Hay turbinas que actúan por uno u
otro efecto o por una combinación de ambos.
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Varios son los tipos de turbinas eólicas:
Uno de los problemas que presentan estos generadores es su inconstancia de la
velocidad, lo que repercute en la frecuencia de tensión generada. Sin embargo, se
han desarrollado equipos de naturaleza electrónica, que permiten varias formas
de control de este parámetro.
Problemas locales al conectar grandes parqueseólicos a la redCuándo turbinas eólicas o parques eólicos son conectados a la red eléctrica local,
hay ciertas consideraciones a tener en cuenta en relación con el control local de
voltaje y al funcionamiento del sistema durante desórdenes en el mismo.
Normalmente, los parques eólicos están conectados a la red MV (voltaje medio).
La figura muestra una conexión típica de un parque eólico de 5,2 MW compuesto
por trece turbinas eólicas de 400 kW cada una.
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Todas las turbinas están equipadas con generadores asincrónicos (inducción), que
son muy robustos. El uso de estos generadores significa que no hay problemas de
estabilidad sincrónica (estabilidad transitoria) ya que este problema se limita a los
generadores sincrónicos.
Los generadores asincrónicos -como los motores- normalmente deben ser
conectados a una red común que pueda suministrarle la corriente de
magnetización al generador (potencia reactiva).
Cambios en los niveles de tensión estacionarioLa siguiente figura nos muestra la necesidad de potencia reactiva dependiendo
de la potencia activa producida. Los cambios en la absorción de potencia reactiva
en los generadores con el viento, van a producir cambios en los voltajes locales y
por lo tanto cambiará la potencia activa generada. Además, se debe distinguir
entre parques eólicos con alimentador MV propio y parques eólicos conectados a
alimentadores MV públicos.
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Parques eólicos con alimentador MV propioQue un parque eólico tenga su propio alimentador MV significa que la tensión será
mayor en el sitio del parque eólico que en la subestación HV/MV, si el flujo de
energía es en dirección hacia la subestación y no en dirección apartándose de la
subestación.
Esta figura representa un ejemplo del voltaje en la turbina eólica y en el punto
común de conexión (barra colectora de 10 kV).
P y Q tienen direcciones opuestas, lo que significa que la pérdida de voltaje es en
parte compensada, dependiendo de la relación X/R (impedancia) del
alimentador. Una relación X/R alta para líneas aéreas reduce la pérdida de voltaje
más que para cables, es lo contrario para cargas. La pérdida de voltaje sin carga
es debida a la absorción de potencia reactiva en los generadores sin carga.
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El alimentador conectado al parque eólico debe tener una capacidad tal, de que
pueda transportar la energía producida por el parque eólico. El nivel de voltaje
puede ser ajustado eligiendo una relación de transformación apropiada para los
transformadores entre el alimentador MV y las turbinas eólicas. No es un
problema mantener las variaciones de voltaje entre límites admisibles.
Parques eólicos conectados a alimentadorespúblicos MVSi un parque eólico o un grupo de turbinas eólicas son conectadas a un
alimentador MV público, entonces las turbinas eólicas harán elevar el nivel de
voltaje en el alimentador MV y consecuentemente en las redes LV abastecidas
por el alimentador. Es inocuo cuando el alimentador está con alta carga. No
obstante a baja carga el voltaje puede ser mayor en este caso sin las turbinas
eólicas y existiría un riesgo de sobrevoltaje, esto puede verse en la figura sig.
A fin de mantener el voltaje suministrado a los consumidores dentro de los
rangos contractuales, hay un límite aceptable de aumento de voltaje. Este límite
dependerá mucho de la red actual y de la filosofía de service. Las empresas en
Dinamarca, en sus planificaciones, han tenido hasta ahora un límite de aumento
de voltaje del 1 % en los alimentadores MV.
Ello significa que el volumen de energía eólica producido por turbinas eólicas
conectadas a un típico alimentador MV danés deberá ser limitado.
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Si más turbinas eólicas deben ser conectadas, podrá ser necesario reforzar el
alimentador MV. Ello puede más que duplicar la producción eólica admisible.
Refuerzos como estos limitarán le elevación del voltaje a baja carga causado por
las turbinas eólicas. A alta carga, el refuerzo reducirá la pérdida de voltaje en el
alimentador MV causada de voltaje para prevenir disponibilidad futura, una
solución más simple podrá ser conectar las turbinas eólicas próximo a una
subestación HV/MV por medio de una larga línea de enlace en vez de retirar
refuerzos.
Control de derivación en transformadores desubestaciones HM / MVLos transformadores HV / MV están equipados con un regulador de voltaje. El
regulador ajusta automáticamente la posición del cambiador de derivación
cuando el voltaje medido se desvía mucho del voltaje establecido. También es el
caso cuando las desviaciones son causadas por turbinas eólicas.
Si el viento es más o menos turbulento, la potencia activa producida y la potencia
reactiva consumida por la turbina eólica será fluctuante. Con un mayor nivel
relativo de energía eólica en ciertas áreas, uno debe temer que el número de
cambios de derivación pueda elevarse a un nivel inaceptable.
Datos de viento son usados en un modelo computado por medio del cual las
fluctuaciones de potencia en un parque eólico especifico pueden ser simulados
con valores minuto a minuto. Los cálculos indican que loa cambios derivación se
elevarán solo ligeramente, aún cuando la altura del nivel de la energía eólica es el
máximo posible, es decir, igual que la capacidad de el/los transformadores HM /
MV.
Ello ha sido corroborado por mediciones donde la potencia en activa y reactiva
medida es alimentada al computador que simula el control de derivación.
También debe mencionarse que incrementos no significativos en el número de
cambios de derivación han sido observados en una subestación HV /MV con 5
MW de energía eólica y una demanda máxima de 3,5 Mw conectada del lado del
MV.
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En áreas rurales con baja densidad de carga, los reguladores de voltaje pueden
usarse de compensadores de corriente. La corriente por la subestación HV/MV es
medida y utilizada para calcular una pérdida simulada de voltaje que es sustraída
del voltaje medido. Por este camino, regulador de voltaje forzará al voltaje de la
barra colectora MV a elevarse cuando la carga se incremente y de ese modo
desbalancea una parte de la pérdida de voltaje en los alimentadores MV.
Si el nivel relativo de la energía eólica en una red MV es alto, las turbinas eólicas
pueden influenciar al regulador de voltaje por un camino no deseado,
específicamente si están conectados en uno o en pocos alimentadores de salida.
La razón es que las turbinas eólicas pueden sustituir parte de le energía tomada
normalmente de la red HV, por lo tanto la corriente que pasa por la subestación
HV / MV disminuirá. El regulador de voltaje por ello bajará el voltaje, porque es
tonto pensar que la carga de la red se ha reducido, que no es el caso.
Si un parque eólico tiene su propio alimentador MV, es posible evitar estos
problemas substrayendo la corriente medida en el alimentador de la corriente
utilizada por el regulador de voltaje.
Fluctuaciones de tensión
La potencia producida por una turbina eólica no es constante, especialmente no
lo es si el viento está por debajo de la potencia nominal. Uno podría temer que las
correspondientes fluctuaciones de voltaje podrían conducir a oscilaciones
molestas. Ello no ha sido el caso en Dinamarca por dos razones:
Primero el incremento estacionario de voltaje es del 1%, que quiere decir
que la amplitud de las fluctuaciones de voltaje se hacen pequeñas.
Segundo, cuando más turbinas eólicas trabajan al mismo tiempo, las
fluctuaciones de potencia entre las turbinas de viento individuales se
nivelarán ya que solo hay una escasa relación entre las turbulencias en las
velocidades del viento. Ello se ilustra en la figura, que muestra la correlación
entre velocidades de viento medidas al mismo tiempo en antenas
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meteorológicas ubicadas entre 0,1 y 1,4 Km especialmente considerando los
cambios fijos (t < 1 min.), que pueden verse oscilando, la correlación es muy
pequeña.
La experiencia danesa demuestra que las fluctuaciones de tensión debidas a la
turbulencia del viento en la práctica no son un problema.
Corrientes activantesOscilaciones molestas por supuesto pueden resultar por caídas de voltaje
causadas por corrientes activantes cuando se conecta la turbina eólica a la red.
Las primeras turbinas eólicas puestas en servicio en Dinamarca estaban
directamente conectadas a la red cuando el generador inductivo alcanzaba la
velocidad sincrónica. La corriente activante para formar el campo en el generador
era de 5 – 8 veces la corriente nominal del generador. En estas conexiones
automáticas puede a veces y con bastante frecuencia tener lugar, por ejemplo
varias decenas de veces por hora, que ocurran fluctuaciones de voltaje
inaceptables.
Para superar este problema, las turbinas eólicas están equipadas con un
“encendido suave” electrónico. Este equipamiento eleva gradualmente el voltaje
en los terminales del generador, y por ese camino limita la amplitud de la
corriente activante a valores aceptables. En cada equipo, el voltaje se
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incrementaba durante un período de tiempo fijo. No obstante, si el período de
tiempo era fijado muy corto, entonces habría sobrevelocidad en la turbina eólica
antes del corte del interruptor.
En los equipamientos nuevos, una función limitadora de corriente es incorporada.
El generador puede entonces ser conectado a la red antes de que la velocidad
sincrónica sea alcanzada. Además, el equipo limita la corriente si el generador es
usado como motor para el arranque de una turbina eólica que no está girando.
Es de esta manera posible reducir la corriente activante al mismo nivel que la
corriente nominal del generador.
Esto significa que la corriente activante generalmente no es un problema. Cuando
una cantidad importante de turbinas eólicas son instaladas, el arranque suave no
es necesario para limitar las caídas de voltaje, cuando la potencia de cortocircuito
en el punto de conexión es bastante alta para limitar el incremento de voltaje
estacionario.
Funcionamiento durante cortocircuitosEn caso de falla de las tres fases en la red, los generadores asincrónicos solo
alimentarán con corriente a la red en 2 – 3 períodos.
Normalmente esto no es un problema, pero podría ser suficiente para activar el
contacto de arranque en el relé de sobrecorriente que protege al alimentador. Si
el contacto de arranque, al mismo tiempo que los contactos en los relé de
sobrecorriente en el otro alimentador MV de la salida de la subestación HV/MV,
es usado como protección de barra colectora, las turbinas eólicas pueden
normalmente significar una demora insignificante en la disipación de la falla en la
barra colectora.
Si el parque eólico es conectado a un alimentador público MV con corte
automático, ello no requerirá flujo de corriente suficiente extenso para hacer
fallar el corte automático. La corriente activante después del corte o luego de la
disipación de una falla en otro alimentador, no obstante, tiene una duración
suficientemente larga para hacer caer la protección del alimentador, si se utilizan
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relé momentáneos. Ello presupone que la corriente nominal del parque eólico es
más del 15% de la fija del relé. Una típica fijación de relé es a 480 A, lo que significa
que una caída no necesaria puede ocurrir, si el parque tiene una potencia nominal
de proximidades 1 – 1,5 MVA a 10 KV.
Para evitar esta situación, las turbinas eólicas deberán separarse de la red, cuando
el voltaje cae significativamente debido a cortocircuitos cercanos, antes de que la
red sea reenergizada.
En caso de falla de 2 fases en la red MV, una corriente de aproximadamente el
triple de la corriente nominal de parque eólico será alimentada en la fase que no
ha fallado del parque eólico. Como esta corriente va a fluir mientras persista la
falla, ello podría conducir a una caída no necesaria del alimentador del parque
eólico en caso de falla de algún otro alimentador de salida de la subestación
HV/MV. Ello depende naturalmente del tamaño del parque eólico y de la
selectividad entre los relé de sobrecorriente. El problema puede superarse
utilizando un relé direccional de sobre intensidad de corriente el alimentador
hacia el parque eólico, o utilizando relé de bajo en las turbinas eólicas.
Sistema de protecciónTurbinas eólicas que utilizan generadores de inducción necesitan potencia
reactiva. Es preferible que la potencia reactiva es producida en las turbinas
eólicas individuales. De común acuerdo, los distribuidores en Dinamarca exigen
que las turbinas eólicas estén equipadas con un capacitor, que se conecta o se
desconecta simultáneamente con el generador.
Ha habido ciertas dudas en cuanto a que si turbinas eólicas equipadas con
capacitores podrían energizar una sección de alimentador aislada o no. Ello no ha
sido observado en la practica y es improbable que ocurra. Si el voltaje y la
frecuencia se supone que están entre limites normales, debe existir un balance
entre la producción y el consumo de potencia activa como así también de la
potencia reactiva, pero ello es solo posible por escasos segundos a causa del
inconstante viento.
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Un problema más serio es el riesgo de sobrevoltajes generados por turbinas
eólicas aisladas, antes de que se desconecten. Sobrevoltajes pueden ocurrir si al
carga es menor que la potencia producida por las turbinas eólicas. En esa
situación las turbinas eólicas se acelerarán y la frecuencia se elevará. El efecto de
ello será que los generadores necesitarán menos potencia reactiva para recibir la
excitación y los capacitores incrementarán la producción de potencia reactiva. Si
la frecuencia continua elevándose, el generador se sobreexcitará y tendrán lugar
los sobrevoltajes.
Sobrevoltajes dañinos pueden evitarse eligiendo un moderado grado de
compensación y una desconexión fija de la red cuando el voltaje o la frecuencia
están fuera de limites normales. En orden de encontrar valores de guía con
períodos de demora aceptables, se han realizado test en campaña con una
turbina eólica de 90 Kw, la cual estaba aislada con capacitor variable y una
resistencia de carga variable. La misma turbina eólica ha sido modelada por un
programa computado. Las figuras muestran algunos resultados
Voltaje del generador cuando una turbina eólica es aislada y sin al carga de la
fuente. Un capacitor igual al consumo de potencia reactiva sin carga del
generador es conectado a la turbina eólica.
Existió una razonablemente buena concordancia entre las simulaciones y las
mediciones.
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Esto significa que fallas en la red o trabajos de mantenimiento pueden motivar
que las turbinas eólicas alimenten mejor en líneas largas y poco fuertes. Ello
puede conducir a sobrevoltajes en las redes LV, si las turbinas eólicas no son
desconectadas por relé de protección.
El voltaje del generador cuando una turbina eólica es aislada y sin carga de la
fuente. Un capacitor igual al 150% del consumo de potencia reactiva sin carga del
generador es conectado a la turbina eólica
Por ello, en caso de voltajes y frecuencias anormales, deberán desconectarse las
turbinas eólicas de la red. La tabla muestra un ejemplo de las exigencias del
sistema de protección para la desconexión de turbinas eólicas en la red danesa.
U<U + 10% T>10 s
U >U + 10%U >U + 6%
t>500mst>60 s
F<47 HzF>53 Hz
t> 0,3 st>0,3 s
Ejemplo de exigencia de sistemas de protección para desconexión de turbinas
eólicas
n
n
n
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Otra conclusión es que las turbinas eólicas individuales no deberán ser
compensadas en potencia reactiva en más que la absorción de potencia reactiva
en operación ociosa (sin carga) para reducir sobrevoltajes en caso de desconexión
de la turbina eólica de la red.
La figura siguiente muestra un esquema de un parque eólico equipado con
condensadores para compensación de potencia reactiva en las turbinas eólicas
individuales, con arranque suave y con sistema de protección.
Ejemplo de conexión de un parque eólico de 4,8 MW (12 x 400 KW) a la red MV. La
planta esta equipada con condensadores para compensar la absorción de
potencia reactiva de los generadores en operación ociosa. El equipamiento de
arranque suave y el sistema de protección son también mostrados.
Ubicación óptima de turbinas eólicas dentro de unparque
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Central Eólica CERRO ARENALESTitular de la Central: PECORSA, formada entre:
Cooperativa Eléctrica de Comodoro Rivadavia
MICON Argentina
IFU (Fondo de Industrialización para los países en vías de Desarrollo) de
Dinamarca
Lugar: Cerro Arenales, Comodoro Rivadavia, Provincia del Chubut
Latitud: 45 47
Longitud: 67 28
Altura sobre el nivel del mar: 400 metros
Velocidad media a la altura del rotor: 11 m/s
Densidad media del aire: 1.178 kg./m
Potencia instalada: 500 kW
Aerogeneradores tipo: MICON M530 - 250 kW
Número de aerogeneradores: 2
Diámetro de pala: 26 metros
Altura del rotor: 30 metros
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Fecha de instalación: 19 de Enero de 1994
Producción mensual
Meses Produc. kWh Fact. Capac. % Prod Acumul.
Enero 98886 63,39 98886
Febrero 159462 47,46 258348
Marzo 95874 25,77 354222
Abril 175374 48,72 529596
Mayo 176004 47,31 705600
Junio 135900 37,35 841500
Julio 140370 37,73 981870
Agosto 173034 46,51 1154904
Septiembre 217320 60,37 137224
Octubre 124806 33,55 1497030
Noviembre 146568 40,71 1643598
Diciembre 188760 50,74 1832358
Central Eólica CERRO CALIFORNIA
Titular de la Central: COPELCO
Lugar: Cerro California, Cutral Có, Provincia de Neuquén
Latitud: 38 56
Longitud: 69 15
Altura sobre el nivel del mar: 620 metros
Velocidad media a la altura del rotor: 7,2 m/s
Densidad media del aire: 1.146 kg/m
Potencia instalada: 400 kW
Aerogeneradores tipo: MICON M750 - 400/100 kW
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Número de aerogeneradores: 1
Diámetro de pala: 31 metros
Altura del rotor: 36 metros
Fecha de instalación: 20 de Octubre de 1994
Producción mensual
Meses Produc. kWh Fact. Capac. % Prod Acumul.
Octubre 37018 35,05 37018
Noviembre 85087 29,54 122105
Diciembre 100339 23,72 222444
Enero 80121 26,92 302565
Febrero 26272 9,77 328837
Marzo 73441 24,68 402278
Abril 48317 16,78 450595
Mayo 39258 13,19 489853
Junio 78519 27,26 568372
Julio 94078 31,61 662450
El aerogenerador tuvo una escasa producción debido a la caída de un rayo, que al
penetrar por la línea, destruyó el transformador.
La ramificación producida por el fenómeno, dejó fuera de servicio a la planta
eólica, desde el molino hasta la estación transformadora.
Las consecuencias producidas en la turbina eólica, fueron la destrucción de un
flap de aspa, el controlador de la curva de potencia, la inutilización de la llave
principal, en cuyos bornes de entrada se produjo un cortocircuito trifásico, la cual
actuó protegiendo el sistema de operación y control.
Central Eólica de PUNTA ALTA
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Titular de la Central: CEPA
Lugar: Balneario de Pehuen-Có, Punta Alta, Buenos Aires
Latitud: 39 08
Longitud: 61 33
Altura sobre el nivel del mar: 10 metros
Velocidad media a la altura del rotor: 7,3 m/s
Densidad media del aire: 1.195 kg/m
Potencia instalada: 400 kW
Aerogeneradores tipo: MICON M750 - 400/100 kW
Número de aerogeneradores: 1
Diámetro de pala: 30 metros
Altura del rotor: 36 metros
Fecha de instalación: 17 de Febrero de 1995
Producción mensual.
Meses Produc. kWh Fact. Capac. % Prod Acumul.
Febrero 44870 42,49 44870
Marzo 42446 14,26 87316
Abril 38123 13,24 125449
Mayo 47043 15,81 172492
Junio 94705 32,88 267197
Julio 82262 27,64 349459
Central Eólica de TANDILTitular de la Central: CRETAL
Lugar: Ciudad de Tandil, Provincia de Buenos Aires
Latitud: 37 13
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Longitud: 63 17
Altura sobre el nivel del mar: 250 metros
Velocidad media a la altura del rotor: 6,9 m/s
Densidad media del aire: 1.169 kg/m
Potencia instalada: 800 kW
Aerogeneradores tipo: MICON M750 - 400 / 100 kW
Número de aerogeneradores: 2
Diámetro de pala: 30 metros
Altura del rotor: 36 metros
Fecha de instalación: 26 de mayo de 1994
Producción mensual
Meses Produc. kWh Fact. Capac. % Prod Acumul.
Mayo 16907 29,35 16907
Junio 187185 32,5 204092
Julio 164108 27,57 368200
JUE, 18/05/2006 - 11:16
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