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CIE2011

Resumen — Este artículo presenta un análisis del comportamiento

ante fluctuaciones del viento y disturbios en la red eléctrica de un

parque eólico cubano, el cual se encuentra interconectado al

Sistema Eléctrico Nacional (SEN) y a un sistema de generación

distribuida diesel. El análisis se realizó con la ayuda del software

Matlab 7.7/Simulink 7.2 y como software auxiliar el Power

System eXplorer v2.87. .

Palabras Claves — . Sistemas Eléctricos de Potencia,

Interconexión de Parques Eólicos

I. INTRODUCCIÓN La energía eólica hoy en día se puede considerar como una

tecnología madura en la generación de electricidad, la cualcrece en todos los continentes de manera vertiginosa. Elconjunto relativo de potencia eólica penetrada en los SistemasEléctricos de Potencia (SEP) ha incrementandodramáticamente durante las últimas décadas. En Cuba, enabril de 2005 se inició un programa de trabajo para el impulsode la energía eólica y como resultado del mismo en febrero del2008 comenzó a generar el parque eólico más grande con quecuenta actualmente el país, Gibara 1, y en enero 2011 elGibara 2, provincia de Holguín. Estos parques eólicos, de

acuerdo a las normas internacionales [1], se consideran comoparques eólicos pequeños ya que la capacidad de cada uno deellos es de 5 MW.

Los parques eólicos pueden influir en la estabilidad de lared y calidad de la energía, por ello, los sistemas eléctricosdeben aumentar su capacidad de control, con el aumento de lamagnitud de generación. La experiencia ha estado en laconexión de aerogeneradores al sistema de distribución,concentrándose principalmente en la influencia en la calidadde la energía, pero se está tendiendo a conectar directamente aniveles de transmisión, para lo cual deben proporcionarsemodelos que simulen la interacción dinámica entre el parqueeólico y un sistema de potencia, permitiendo emprenderestudios preliminares [2].

Al presentarse perturbaciones en un sistema de generacióneólica en dependencia de la tecnología del sistema degeneración, el nivel de penetración al sistema de potencia y larigidez del punto de conexión común [3] puedenproporcionarse hacia la red eléctrica externa disturbios.

La principal interferencia de los parques eólicos en la red escausada por la distorsión de voltaje, bien por fluctuaciones dela velocidad del viento o por huecos de tensión asociados acortocircuitos en alguna parte de la red. La frecuencia de

sistemas de potencia grandes normalmente es muy estable, por consiguiente los parques eólicos típicamente no influyenpero en el caso de las redes aisladas si pueden habevariaciones de frecuencia. Para la interconexión de parqueeólicos es requisito emprender estudios preliminares antes dla conexión a la red simulando la interacción entre el parqueólico dado y el sistema de potencia al que se conectará.

Por otra parte, las contingencias que aparecen en todsistema de potencia y que resultan inevitables hacen necesariobservar si el sistema eólico responde favorablemente durantestos disturbios. Lo anterior plantea la necesidad de un estudidetallado de la interconexión de los parques eólicos y la reeléctrica [1], [4], [5], [6]

Para modelar el parque eólico y realizar los estudios de interacción del parque con el sistema eléctrico externo sutilizó como herramienta el Matlab-Simulink [7]. Comsoftware auxiliar para el estudio de cortocircuitos en las barradel sistema equivalente al SEN y de la generación distribuiddiesel se utilizó el Power System eXplorer v2.87 (PSX) [8].

II. MATERIALES Y MÉTODOS

El parque Gibara 1 consta de 6 aerogeneradores doblemenalimentado (DFIG), control pitch de tecnología Gamesfrancesa [9], cada uno de 850 kW conectados a través dtransformadores de 1 MVA delta-estrella aterrada a la barra d34,5 kV Caridad. El Gibara 2 también consta de aerogeneradores de inducción (SCIG), control stall dtecnología Goldwind, china [10], de 750 kW conectados caduno a transformadores de 800 kVA, delta-estrella aterrada a misma barra (Fig. 1).

34.5 kV

SEN25 MVA

Y Y

Δ

DIESEL

GIBAR

GIBAR

20 MVA2.5 MVA

6 MáquDFIG850 kW

6 MáquSCIG750 kW

L NEA 30 km

690 V

690 V

13.8 kV480 V

110 kV

Δ YΔ Y

Δ

Y Δ

Y Δ

8 Máquinas

2.36 MVA

1 MVA

CARGA: 12 + j 5

0,8 MVA

Y

CARIDAD

3 km

Fig. 1. Interconexión del parque eólico con la red eléctrica.

En este trabajo se emplea el Simulink de Matlab parrepresentar los generadores DFIG y SCIG, el SEN que smodela en la barra de 110 kV de CARIDAD como una fuenttrifásica programable, con fuente de corriente de secuenci

Interconexión de Parques Eólicos con elSistema Eléctrico de Potencia

Autores: Marta E. Bravo de las Casas, Dhanraj Bachai, Milton Barboza Huete & Yoel Ríos Pérez



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cero para facilitar la simulación de huecos de voltajes,variaciones de frecuencia y fase en tiempos programables,adicionando a la fuente un bloque de inductancia mutuatrifásica para considerar las impedancias de secuencia positivay de secuencia cero del sistema. La generación diesel semodela como su equivalente por medio de una fuente trifásicasin considerar variación en sus parámetros y las líneas por suequivalente . En todas las barras de este sistema se tienen

instaladas las protecciones eléctricas necesarias [11], [12] parala protección de parques eólicos pequeños.Se emplearon dos modelos para realizar el estudio de la

interacción del parque eólico con el sistema eléctrico depotencia durante régimen de operación normal y anormal conobjetivos diferentes. Uno de los modelos es el denominadofasorial, que utiliza el método de simulación dinámica desistemas de potencia (PSDS-Power System DynamicSimulation), estudiando así el comportamiento dinámico y laestabilidad a pequeña señal en la interacción entre el sistemaeléctrico de potencia y el parque eólico.

El método tiene como ventaja la posibilidad de representarla red por una impedancia constante o matriz de admitancia

similar a la que se utiliza en el cálculo de flujos de carga. Sereduce el tiempo computacional debido a la eliminación de unnúmero de ecuaciones diferenciales. Así se posibilita el uso deun tiempo de paso largo para la simulación y así implementarlos fasores necesarios para accionar los diferentes módulos deprotecciones eléctricas existentes.

El otro es el modelo promedio que utiliza el método desimulación de valores instantáneos (IVS-Instantaneous ValueSimulation). Esto corresponde a un modelo del 6to orden elcual considera las variables de estado inicial y los procesostransitorios electromagnéticos.

La ventaja de este modelo está dada al permitir observar elcomportamiento de la frecuencia, las distorsiones en las ondas

sinusoidales y los procesos transitorios de alta frecuencia. Eltiempo de paso es mucho más pequeño que en el caso anteriorpor lo que resulta difícil de simular y obtener resultados deprecisión para sistemas grandes.

Para la simulación de la generacion eólica se aplica elllamado Aggregated Models Wind Farms (Modelo Agregadode Parques Eólicos) y se comparan con los resultadosobtenidos de los dos parques eólicos completos con las 12turbinas al realizarse diferentes estudios dinamicos, es decir,corto circuitos monofasicos por ser los fallos mas frecuentesen la redes electricas y corto circuitos trifasicos por ser los maspeligros para el sistema.

Además se realiza un estudio de la aparicion de huecos detension mientras se presenta una señal de entrada de vientovariable según las condiciones de funcionamiento normal en ellugar del emplazamiento (en Gibara) y se evalua elcomportamiento de la generacion eolica ante fuertesfluctuacions de viento con perturbaciones de manera que seestudia todo esto hasta llegar a condiciones muy severas. En lafigura 2.6 se muestra en el Simulink el modelo agregado de losparques eólicos DFIG y SCIG con la red del SEN.

Fig. 2. Modelo en Simulink del parque eolico DFIG y SCIinterconectado con el SEN

III. RESULTADOS Y DISCUSIÓN

Operación Interconectada del Parque Eólico

Se realizó la simulación para el aerogenerador a velocidadel viento nominal donde se observó que durante los primerosegundos de arranque de los DFIG, al incrementase velocidad del generador el ángulo de paso del las palas de

turbina aumenta, limitando la potencia captada del viento y aasegurando que la turbina no exceda su límite de diseñmecánico.

Las SCIG están típicamente equipadas con un mecanismpara el arranque suave y luego compensación de potencreactiva local, ya que las SCIGs consumen potencia reactivpara su operación. Durante la operación normal y conexión una red rígida, es muy robusta y estable.

Fluctuaciones del vientoAerogeneradores DFIGSe estudió el comportamiento del sistema ante fluctuacione

de viento. Después de 0.5 s del inicio de una turbulencia en

viento, disminuyó la potencia entregada por loaerogeneradores DFIG al sistema; Fig. 1.

Fig. 1. Respuesta de un aerogenerador DFIG por fluctuaciones del viento.

Mientras menor sea la velocidad del viento, menor será eángulo ―pitch‖ de las palas de la turbina, el cual es el métodde control aerodinámico de la potencia de la turbina.



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Existió un incremento pequeño en la tensión terminal de unode los aerogeneradores. El sistema de control responde anteeste incremento de tensión con una disminución de la potenciareactiva entregada mediante la disminución de la corriente delrotor en el eje directo (idr), ya que la potencia reactivaentregada por el lado del estator está relacionada con esacorriente.

Durante las fluctuaciones del viento en la barra EOLICA

ocurrió un crecimiento de la tensión y un decrecimiento en lacorriente de línea. En la barra 6880ALT se observó undecrecimiento en la tensión y un incremento de la corriente delínea. Estas variaciones son ocasionadas por las fluctuacionesde la potencia reactiva inyectada a la red desde losaerogeneradores.

Aerogeneradores SCIGLos SCIG transmiten las variaciones de potencia del viento

a la red sin amortiguarla, tienen una característica demomento-velocidad abrupta, por lo que la potencia de salida ala red es muy variable, con fuertes picos en caso de ráfagas deviento. En condiciones de alta velocidad del viento elaerogenerador puede producir más potencia activa mientras

que haya disponible potencia reactiva suficiente. Para este tipode sistema, el consumo de potencia reactiva es incontrolableya que varía en función de la velocidad del viento. Al no tenerun suministro local de potencia reactiva resulta en pérdidasadicionales en el sistema de transmisión y en ciertassituaciones la red eléctrica puede ser inestable

Fig. 2. Respuesta de un aerogenerador SCIG por fluctuaciones del viento.

La velocidad del rotor sigue el cambio de velocidad, alinicio con pequeñas variaciones y después continua constanteprácticamente, lo cual es una particularidad de las turbinas develocidad fija. La potencia sigue el cambio de la velocidad delrotor. La potencia sigue el cambio de la velocidad del vientohasta que alcanza un consumo constante y relativamente mayor

para todas las turbinas una vez que la velocidad del vientollega a 14 m/s.

El parque SCIG tiene en la barra de salida conectado unSTATCOM, siendo esta barra común para ambos parques porlo que el DFIG mejora el perfil de la cuando los parquesoperan juntos lo que puede apreciarse en la Fig. 3 (a) y (b),para variaciones del viento de 11 a 14 m/s.

Fig. 3. (a) La acción del STATCOM del parque eólico SCIG (b) La acciódel STATCOM del parque eólico.

Huecos de Tensión

Aerogeneradores DFIGLos aerogeneradores G52 de Gamesa Eólica son fabricado

bajo las normas UNE de España. Los operadores EspañoleREE han elaborado normas de huecos de tensión máximos qudeben cumplir los parques eólicos y sus generadores eparticular [14].

Se consideró que antes que se produjera un hueco de tensióen la barra CARIDAD110kV, el parque eólico y GD-Dieseestaban funcionando establemente, entregando sus potencianominales al sistema, con velocidad del viento nominal constante. Además se consideró la desconexión por protección de bajo voltaje del GD justamente en el inicio dehueco de voltaje y su reconexión exitosa 0.5 s después drecuperada la tensión del SEN.

Los resultados de la simulación en la barra 6850ALarrojaron un máximo en la corriente de esta barra cuando ltensión se ha recuperado como se muestra en la Fig. 4.

Fig. 4. Hueco de tensión solo conectado el parque DFIG

En la salida del parque eólico a medida que se recupera tensión del sistema se presentan oscilaciones en la corrientdurante unos ms ya que los generadores DFIG no somáquinas potentes. En los terminales de los aerogeneradores hueco provocó que la tensión en uno de los aerogeneradoredisminuyera inicialmente con incrementos en la corriente poun tiempo dado.

En los primeros segundos el parque eólico no entregsuficiente reactivo como para ayudar a la recuperación de

tensión del SEN, lo que demuestra que los parques eólicos dconexión tipo E no contribuyen al control de voltaje desistema de transmisión. Además, se observan incrementos ela velocidad del generador desde del inicio del hueco dtensión.

Se observaron mayores oscilaciones en la frecuencia dparque que en el SEN, tanto en el inicio y durante el hueco dtensión como se muestra en la Fig. 5, ya que los generadoreDFIG no son potentes como las máquinas del SEN y ademáconsiderando la capacidad de la instalación eólica.



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Fig.5. Comportamiento de la frecuencia del SEN en la barra del SEN y en labarra del parque, solo DFIG

Aerogeneradores SCIGAnte los huecos de tensión reacciona aumentando la

velocidad de giro de las palas ya que el par eléctrico resistentese reduce con el cuadrado de la tensión, al disminuir ésta porel hueco. Para evitar el embalamiento de la máquina, ésta sedesconecta para protegerla de la sobrevelocidad.

Sin embargo, si la duración del hueco es pequeña, pordespejarse rápidamente la falla que lo ha producido, se aplicade nuevo el par resistente eléctrico frenándose la máquina. La

inestabilidad de la máquina depende del tiempo que se tardeen eliminar la falla, por lo que se puede establecer un tiempomínimo para evitar que se disparen las protecciones desobrevelocidad de la máquina.

Durante del hueco de tensión las turbinas DFIG presentanmayor demanda de potencia reactiva suministrada por susconvertidores individuales, pero en las turbinas SCIG, elhecho de tener conectados un medio automático de suministrosde reactivos con el STATCOM hace atenuar rápidamente eltransitorio, en ambos parques se logra la operación estable unavez limpiada la falla.

En la Fig. 6 puede observarse la simulación de un hueco detensión profundo visto desde la barra de conexión de los dos

parques y de duración y extensa.

Fig. 6. Comportamiento del parque frente a un hueco de tensión profundoy de duración extensa.

Cortocircuitos

La Fig. 7 muestra los resultados de la simulación para cortocircuito monofásico simulado en la barra de 34.5 kV de laconexión común de los parques eólico con una duración del

fallo es de 100 ms en a los 15 s. En la misma se puedenapreciar se las oscilaciones de potencia activa y reactiva.

Fig. 7. Fallo monofásico en la barra común s los dos parques

IV. CONCLUSIONES

La simulación en condiciones similares de los dos parqueeólicos conectado a la red ha mostrado que en las turbinaDFIG, la velocidad del rotor varía a partir del cambio de velocidad del viento sin seguir dicho cambio y que el ángulpitch permanece sin variar debido a que no se ha pasado dlímite de velocidad para el que fue fijado en la curvcaracterística de potencia.

Para las turbinas SCIG, la velocidad del rotor sigue cambio de velocidad, al inicio con pequeñas variaciones después continua prácticamente constante, lo cual es unparticularidad de las turbinas de velocidad fija. La potencactiva en las turbinas equivalentes DFIG y SCIG, sigue cambio de la velocidad del rotor hasta que alcanzan su valonominal respectivo

Durante el hueco de tensión las turbinas DFIG presentamayor demanda de potencia reactiva suministrada por suconvertidores individuales, pero en las turbinas SCIG, hecho de tener conectados un medio automático de suministrode reactivos con el STATCOM hace atenuar rápidamente etransitorio, en ambos parques se logra la operación estable unvez limpiada la falla.

REFERENCIAS [1] T. Ackerman. ―Wind Power in Power Systems‖. Royal Institute o

Technology. Stockholm, Sweden. pp 745. 2005[2] ―Guidelines for Design of Wind Turbines‖ 2nd Edition, A publicatio

from (DNV/Risø) Det Norske Veritas, Copenhagen and Wind EnergDepartment, Risø National Laboratory, Denmark, 2002.

[3] L. H. Hansen, L. Helle, F. Blaabjerg, E. Ritchie, S. Munk-Nielsen, HBindner, P. Sørensen and B. Bak-Jensen. ‗Conceptual survey

Generators and Power Electronics for Wind Turbines‘. Risoe NationLaboratory, Roskilde, Denmark. pp 108. 2001.

[4] J. Soens, J. Driesen, R. Belmans, ―Interaction between Electrical GriPhenomena and the Wind Turbine‘s Behavior‖, Proceedings oISMA2004. pp 3969-3987. 2004. URLs:



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[5] B Alderfer, M Eldridge, T Starrs “Making Connections – Case Studiesof Interconnection Barriers and their Impact on Distributed PowerProjects‖. US Department of Energy, DOE, Washington, DC, USA.2000. pp 91. http://www.nrel.gov/docs/fy00osti/28053.pdf .

[6] K.Jarrett, J. Hedgecock, R. Gregory, T. Warham. ―Technical Guide to

the Connection of Generation to the Distribution Network‖.

K/EL/00318/REP, DTI/United Kingdom. pp 97. 2004.[7] Matlab Simulink[8] González Cueto, J. y García, Z. ―Manual de usuario del PSX‖ Formato

Electrónico. Intranet de la Facultad de Ingeniería Eléctrica. Universidad

Central de Las Villas, Cuba. Disponible en:http://intranet.fie.uclv.edu.cu. 2002, 70 pp.[9] Gamesa Eólica. Datos generador Indar G5x 60 Hz. 7 pp. 2006.

[10] Goldwind. Datos del generador 50/750 (licencia de Repower),XinjiangGoldwind Science & Technology Co, LTD. 28 pp. 2006.

[11] Norma ANSI/IEEE Std 1021-1988. IEEE Recommended Practice forUtility Interconnection of Small Wind Energy Conversion Systems.1987, 14 pp.

[12] J. M. Socorro ―Guía del tipo de las protecciones eléctricas de un parque

eólico‖. Tesis: Departamento de Ingeniería Eléctrica EUTI. UniversidadPolitécnica de Madrid, España. 2000.

.

Marta Bravo de las Casas. Graduada de Ingeniero Electricista en Universidad Central de Las Villas en 1973. Doctora en Ciencias Técnicas ela Universidad Central de Las Villas en 1989. Desde 1973 es profesora de lFacultad de Ingeniería Eléctrica de la Universidad Central de las Villas dondocupa el cargo de Profesora Titular y Consultante. Sus investigaciones haestado relacionadas con los Sistemas Eléctricos de Potencia y las ProteccioneEléctricas. Miembro del Tribunal Permanente de Grados Científicos de rama de la Electroenergética en Cuba. Miembro asociado de la CIGRÉ, en lregión iberoamericana, Miembro de la Unión Nacional de Ingenieros Arquitectos de Cuba (UNAICC). E-mail: [email protected].

Dhanraj Bachai. Graduado de Ingeniero Electricista en la UniversidaCentral de Las Villas en 2009. Labora en el Departamento de IngenieríEléctrica de la Facultad de Tecnología de la Universidad de Guyana, CampuTurkeyen y en el Ministerio de la Agricultura de Guyana. [email protected]

Milton Antonio Barboza Huete. Graduado de ingeniero eléctrico en 1996 ela Universidad Nacional de Ingeniería, Managua, Nicaragua. Profesor titulen el Departamento de Ingeniería Eléctrica de la Universidad Nacional dIngeniería en la Facultad de Electrotecnia y Computación, ManaguaNicaragua. Trabajó en la empresa eléctrica ENEL y en empresas privadaextrajeras y nacionales en el área de instalaciones eléctricas. Miembro activde IEEE desde 2005. Cursa el programa de la maestría en Ingeniería Eléctrien la Universidad Central ―Marta Abreu‖ de las Villas. Villa Clara, San

Clara, Cuba. Email: [email protected]

Yoel Ríos Pérez. Estudiante de quinto año de Ingeniería Eléctrica, Facultade Ingeniería Eléctrica, Universidad Central de Las Villas.

http://www.nrel.gov/docs/fy00osti/28053.pdf



mailto:[email protected]











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