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Rommel A. Vicini Osvaldo M. Micheloud

SMART GRID Fundamentos, tecnologĂ­as y aplicaciones


Smart Grid Fundamentos, tecnologías y aplicaciones

Rommel A. Vicini Osvaldo M. Micheloud

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Smart grid, fundamentos, tecnologías y aplicaciones, Micheloud, Osvaldo M./Rommel Vicini Presidente de Cengage Learning Latinoamérica: Fernando Valenzuela Migoya Director Editorial, de Producción y de Plataformas Digitales para Latinoamérica: Ricardo H. Rodríguez Gerente de Procesos para Latinoamérica: Claudia Islas Licona Gerente de Manufactura para Latinoamérica: Raúl D. Zendejas Espejel Coordinador de Manufactura: Rafael Pérez González Editores: Sergio R. Cervantes González Jorge Manzano Olmos Diseño de portada: Jorge Manzano Olmos Imagen de portada: Jorge Manzano Olmos Composición tipográfica: JL Mau-Ro Impresos, Servicios Editoriales

Impreso en México 1 2 3 4 5 6 7 15 14 13 12

© D.R. 2012 por Cengage Learning Editores, S.A. de C.V., una Compañía de Cengage Learning, Inc. Corporativo Santa Fe Av. Santa Fe núm. 505, piso 12 Col. Cruz Manca, Santa Fe C.P. 05349, México, D.F. Cengage Learning™ es una marca registrada usada bajo permiso. DERECHOS RESERVADOS. Ninguna parte de este trabajo amparado por la Ley Federal del Derecho de Autor, podrá ser reproducida, transmitida, almacenada o utilizada en cualquier forma o por cualquier medio, ya sea gráfico, electrónico o mecánico, incluyendo, pero sin limitarse a lo siguiente: fotocopiado, reproducción, escaneo, digitalización, grabación en audio, distribución en Internet, distribución en redes de información o almacenamiento y recopilación en sistemas de información a excepción de lo permitido en el Capítulo III, Artículo 27 de la Ley Federal del Derecho de Autor, sin el consentimiento por escrito de la Editorial. Datos para catalogación bibliográfica: Micheloud, Osvaldo M. / Rommel Vicini Smart grid, fundamentos tecnologías y aplicaciones ISBN: 978-607481736-2 Visite nuestro sitio en: http://latinoamerica.cengage.com


Contenido

1

Introducción

1

2

Smart Grid

5

2.1

Competencias a alcanzar con el estudio del presente capítulo

6

2.2

Balance de energía en los sistemas eléctricos

7

2.3 Infraestructura de medición avanzada

8

2.4

9

Señales de precios en tiempo real

2.4.1 Ejemplo: Cálculo de facturación mensual con tarifa plana en Estados Unidos

11

2.4.2

Ejemplo: Cálculo de facturación mensual con tarifa variable

15

2.4.3

Ejemplo: Cálculo de facturación mensual con tarifa variable, haciendo uso inteligente del desplazamiento temporal de cargas

17

Ejemplo: Cálculo de facturación mensual con tarifa plana en México

19

Ejemplo: Cálculo de facturación mensual con tarifa variable, caso hipotético en México

20

2.4.4 2.4.5 2.5

Electrónica de potencia

23

2.6

Redes de comunicación

24

2.7

Control de demanda

25

2.7.1

Dispositivos Smart

26

2.8

Sistemas de computación avanzados

26

2.9

Almacenamiento de energía

26

2.9.1

Sistema de baterías

29

2.9.2

Ruedas de inercia o flywheels

37

2.9.3

Supercapacitores

39

2.9.4

Almacenamiento de energía magnética por superconducción

40

2.10

Impacto de la electrificación del transporte público en los sistemas eléctricos actuales

41

2.10.1

Vehículos eléctricos e híbridos utilizados

41

2.10.2

Perfil de carga residencial

43


2.10.3

Vehículos utilizados

44

2.10.4

Impacto en el perfil de demanda EU-27

45

Generación distribuida utilizando celdas de combustible de óxido sólido

48

Comentarios

50

2.10.5 2.10.6 2.11

50

2.11.1

Recierre por pulsos

50

2.11.2

Electrodomésticos inteligentes

52

2.11.3

Cargador de vehículos eléctricos

52

2.11.4

Proyecto piloto en Bronsbergen, Holanda

53

2.11.5

Circuito Avanti, proyecto piloto en California, Estados Unidos

54

2.11.6

Proyecto Telegestore en Italia

54

2.11.7

Proyecto Pecan Street, Austin, Texas (Pecan Street Inc., 2010)

55

2.12

3

Tecnologías aplicadas en Smart Grids y algunos ejemplos de proyectos pilotos

Resumen de cierre

Sistema Eléctrico Tradicional

56

57

3.1

Competencias a alcanzar con el estudio del presente capítulo

59

3.2

Mecanismos de control convencional

60

3.3

Control del gobernador

61

3.4

Control de excitación

61

3.5

Transformadores

61

3.5.1 Ejemplo: Distribución de carga en transformadores en paralelo de idéntica relación de transformación 3.5.2 3.5.3

64

Ejemplo: Distribución de carga en transformadores en paralelo de relación de transformación variable (cambio de taps)

66

Ejemplo: Distribución de carga en transformadores en paralelo ante la presencia de un transformador regulante para el control del ángulo de fase

67


3.6

Compensación reactiva

3.6.1

Compensación en derivación

69

3.6.2

Ejemplo: Efectos positivos de la compensación en derivación

70

3.6.3

Compensación en serie

71

3.6.4

Ejemplo: Efectos de la colocación de capacitores en serie en la regulación de tensión al final de línea

71

3.7

Integración de vehículos eléctricos e híbridos al sistema de distribución

72

3.8

Generación distribuida

74

3.8.1 Problemas de integración de la generación distribuida

4

69

74

3.9

Comunicaciones

75

3.10

Conclusiones

75

3.11

Resumen de cierre

76

Generación Distribuida

77

4.1

Competencias a alcanzar con el estudio del presente capítulo

78

4.2

Energía eólica: su historia

79

4.3

Energía eólica en el mundo

82

4.4

Energía eólica en México

84

4.5

Variabilidad del viento

85

4.6

Turbinas eólicas: aerodinámica

91

4.7

Tipos de turbinas eólicas

94

4.7.1

Ejemplo: Cálculo de factor de planta

98

4.7.2

Ejemplo: Cálculo de retorno de inversión usando energía eólica en presencia de tarifas eléctricas variables

99

Ejemplo: Cálculo de retorno de inversión usando energía eólica en presencia de tarifas plana de alto consumo en México

101

Ejemplo: Dimensionamiento de capacidad eólica necesaria para generar ahorros por cambio de nivel tarifario en México

101

4.7.3 4.7.4 4.8

Energía solar: su historia

104


4.9 4.10

Energía fotovoltaica en el mundo Energía proveniente del sol

109

4.10.1

Tipos de celdas fotovoltaicas

112

4.10.2

Módulos fotovoltaicos

114

4.10.3

Aplicaciones

116

4.10.4

Ejemplo: Dimensionamiento de paneles fotovoltaicos para uso residencial

118

Ejemplo: Estimación de energía solar disponible bajo condiciones particulares de factor de planta

118

Ejemplo: Cálculo de retorno de inversión usando energía solar en presencia de tarifas eléctricas variables

119

Ejemplo: Cálculo de retorno de inversión usando energía solar en presencia de tarifas plana de alto consumo en México

120

Ejemplo: Dimensionamiento de la capacidad solar necesaria para generar ahorros por cambio de nivel tarifario en México

121

4.10.5 4.10.6 4.10.7 4.10.8 4.11

Celdas de combustible

4.11.1

Historia

123 123

4.11.2 Extracción de hidrógeno

124

4.11.3

Principio de funcionamiento

124

4.11.4

Tipos de celdas de combustible

126

4.11.5

Aspectos técnicos

127

4.12

5

105

Resumen de cierre

Conceptos de Electrónica de Potencia y Convertidores Electrónicos

128

129

5.1

Competencias a alcanzar con el estudio del presente capítulo

130

5.2

Conductores, semiconductores y aislantes

131

5.3

Unión PN

133

5.4

Polarización externa de una unión PN

134

5.5 El transistor bipolar

136


5.5.1 5.6

El tiristor

5.6.1

Ejemplo: Control de luminosidad de un foco incandescente usando dos tiristores en conexión antiparalelo

139 141 142

5.7

El MOS de potencia

143

5.8

Conmutación del BJT

145

5.9

Efecto de la temperatura en el comportamiento de los BJT y MOSFET

146

5.10

Resumen comparativo de MOSFET y BJT

146

5.11

IGBT

147

5.12

Convertidores electrónicos

148

5.12.1

Convertidor de CA/CD

148

5.12.2

Convertidor reductor CD/CD

149

5.12.3

Convertidor elevador CD/CD

150

5.12.4

Algunos ejemplos de aplicación de convertidores electrónicos a energías renovables

156

5.13

6

Ejemplo: Control de luminosidad de un foco incandescente usando un transistor BJT

Resumen de cierre

FACTS: Sistemas Flexibles de Transmisión de Energía en Corriente Alterna

157

159

6.1

Competencias a alcanzar con el estudio del presente capítulo

161

6.2

Compensación en derivación

162

6.2.1 Principios de operación

162

6.2.2

SVC: compensador estático de VARs

163

6.2.3

TCR: reactor controlado por tiristores

164

6.2.4

TSC: capacitor conmutado por tiristores

168

6.2.5

TSC-TCR

170

6.2.6

STATCOM: compensador estático sincrónico

171

6.3

Compensación en serie

173


6.3.1 Principios de operación

173

6.3.2

TCSC: capacitor serie controlado por tiristor

174

6.3.3

SSSC: compensador estático sincrónico serie

179

6.3.4

UPFC: control unificado de flujo de potencia

180

6.4

7

Resumen de cierre

Sistemas de Protección

181

183

7.1

Competencias a alcanzar con el estudio del presente capítulo

184

7.2

Zonas de protección

185

7.3

Relevador de sobrecorriente

186

7.4

Relevador de sobrecorriente direccional

189

7.5

Relevador de impedancia (distancia)

191

7.6

Relevador diferencial

194

7.7

Protección piloto

195

7.8

Relevadores digitales

197

7.9

Confiabilidad en las protecciones

197

5.10

Problemas de protecciones en presencia de FACTS

199

7.11

Algunos ejemplos de fallas en la coordinación de protecciones e integración a la red eléctrica de parques eólicos

199

7.11.1

Zonas de protección

200

7.11.2

Evaluación del desempeño los sistemas de protección convencionales para parques eólicos

201

Comportamiento del sistema de protección de un parque eólico con DFIG

209

7.11.3 7.12

Resumen de cierre

215

Bibliografía

217

Índice analítico

229


Generación distribuida

L

os sistemas actuales contemplan generación concentrada en grandes centrales eléctricas, cuando lo ideal desde el punto de vista de ahorro energético sería generar la energía lo más cerca del usuario para disminuir las pérdidas de transmi-

sión. La generación distribuida tiene un impacto significativo en la operación del sistema eléctrico y en los equipos conectados a la red en cuanto a su funcionamiento en estado estable, operación dinámica, confiabilidad y calidad de la energía. Estos impactos pueden ser tanto positivos como negativos dependiendo del sistema de distribución, tipo de generación distribuida y las características de la carga (Yukita, Goto, Ichiyanagi y Hirose, 2007). Las pérdidas técnicas se originan como consecuencia de la transmisión de energía entre los generadores y las cargas. Estas pérdidas pueden ser de distinta índole, por ejemplo en los dispositivos de transmisión por efecto corona y corrientes parásitas, en los núcleos de los transformadores por histéresis y corrientes de eddy y en general por pérdidas dieléctricas (Glover y Sarma, 2008) (Fitzgerald, Kingsley y Umans, 2003). La mayoría de los sistemas de distribución fueron diseñados para trabajar de manera pasiva, entregando la energía que viene de los sistemas de transmisión hacia los consumidores, con flujos de potencia activa y reactiva en una sola dirección. La integración de generación distribuida lleva a una operación en paralelo con el sistema actual resultando en una red activa que genera la posibilidad de flujos bidireccionales (dependiendo de las condiciones de carga) y origina cambios en las pérdidas y variaciones de voltaje.

4


4.1 Competencias a alcanzar con el estudio del presente capítulo Al finalizar el lector tendrá una clara visión de: 1.

Los sistemas de generación eólica y su evolución en los últimos años tanto en México como en el mundo.

2.

Los parámetros físicos que impactan en la producción de energía por medio de turbinas eólicas y la capacidad de las mismas.

3.

Los distintos tipos de generadores eólicos.

4.

Algunos sistemas actuales en uso con generadores de varios MW.

5.

Los sistemas de energía solar y su evolución histórica.

6.

Los distintos tipos de celdas fotovoltaicas: celdas de silicio y de película delgada.

7.

Del cálculo para estimar los metros cuadrados de paneles solares y seleccionar éstos para alimentar ciertas cargas.

8.

Cómo interconectar los paneles solares a las redes eléctricas mediante convertidores electrónicos.

9.

Algunos ejemplos de sistemas híbridos que combina energía solar, eólica y equipos electrógenos.


4.2 Energía eólica: su historia

4.2

Energía eólica: su historia El uso del viento como fuerza motriz data de los años 3000 a.C. utilizado por los egipcios en botes de vela hechas de algodón. Aparte de su uso en veleros en el siglo xx la energía eólica fue utilizada para obtener fuerza mecánica para bombear agua o moler granos. Dinamarca fue el primer país en utilizar la energía eólica para la generación de electricidad. Para el año 1890, el danés Poul LaCour desarrolló la primera turbina eólica que generaba electricidad. Ésta tenía alrededor de 23 metros de diámetro. Ya para 1910 existían cientos de unidades en operación con capacidades desde los 5 a 25 kW (Johnson, 1985). Los daneses mejoraron esta tecnología durante la primera y segunda guerras mundiales, los generadores eólicos fueron utilizados como respaldo ante la escasez de energía. La filosofía de diseño danés constaba de palas a proa con regulación de frenado contra vientos muy fuertes. En 1941 el americano Palmer Putnam construyó la turbina eólica más grande de 1 250 kW para la compañía americana Morgan Smith Co., su diseño estaba basado en palas a popa con regulación de ángulo de ataque. Ésta se llamó la máquina Smith-Putnam, tenía una torre de 34 m de altura y un rotor de 53 m de diámetro. El rotor hacía girar un generador asíncrono que producía 1 250 kW a vientos con velocidades sobre los 13 m/s. Ésta turbina fue desmantelada en 1945 debido al poco éxito que tuvo. Después de la Segunda Guerra Mundial, el danés Johannes Juul desarrolló la filosofía de diseño aun más con su turbina que se instaló en Gedser, Dinamarca. Esta turbina generó cerca de 2.2 millones de kWh entre los años de 1956 y 1967. Al mismo tiempo el alemán Hütter desarrolló un nuevo enfoque en los diseños de generadores eólicos. Su turbina eólica consistía de dos aspas finas hechas de fibra de vidrio montadas en la proa de la barquilla sobre un rotor con un cojinete que lo permitía balancearse para contrarrestar ráfagas de viento o los vientos cortantes verticales. Esta turbina fue reconocida por su alta eficiencia. Sus diseños lograron más de 4 000 horas de operación hasta el fin de sus experimentos en 1968. El interés en turbinas eólicas a gran escala para generación eléctrica declinó después de la Segunda Guerra Mundial. Había comenzado una época de petróleo barato que era importado desde los países en el medio oriente. Muchas compañías que hacían turbinas eólicas cerraron. Sólo había algo de interés en generadores eólicos de pequeña escala para uso en lugares remotos o para la carga de baterías. El embargo de petróleo en 1973 hizo que la energía eólica volviera a ser atractiva. En ese entonces los dos países más importantes en el desarrollo de turbinas eólicas eran Estados Unidos y Dinamarca. Al volver a ser atractiva esta tecnología surgieron apoyos financieros para la investigación y desarrollo. Como resultado, los países de Estados Unidos, Alemania, Suecia, Dinamarca y España comenzaron a desarrollar prototipos de turbinas eólicas en el rango de los MW. Va79


Capítulo 4 • Generación distribuida

rios de estos prototipos no operaban de manera eficiente la mayoría del tiempo debido a varios problemas técnicos, entre ellos el mecanismo de inclinación. La tabla 4-1 muestra el rendimiento por horas de operación de las primeras turbinas eólicas de gran escala (Gipe, Paul, 1995). Tabla 4-1

Rendimiento de turbinas eólicas de gran escala organizado por horas de operación. Área Diámetro cubierta Capacidad Horas de (m) (m2) (MW) operación

GWh

Periodo

Mod-1. EUA

60

2,827

2

__

1979-1983

Growian, D

100

7,854

3

420

1981-1987

Smith-Putnam, EUA

53

2,236

1.25

695

WTS-4, EUA

78

4,778

4

Nibe A, DIN

40

1,257

0.63

WEG LS-1, GB

60

2,827

3

8,441

6

1987-1992

Mod-2 (PG&E), EUA

91

6,504

2.5

8,658

15

1982-1988

Nässuden, S

75

4,418

2

11,400

13

1983-1988

Mod-OA (NM), EUA

38

1,141

0.2

13,045

1

1977-1982

Tjæreborg, DIN

61

2,922

2

14,175

10

1988-1993

Éole, CD

64

4,000

3.6

19,000

12

1987-1993

Mod-5B, EUA

98

7,466

3.2

20,561

27

1987-1992

Maglarp WTS-3, S

78

4,778

3

26,159

34

1982-1992

Nibe B, DIN

50

1,257

0.63

29,400

8

1980-1993

a

54

2,290

2

50,000

14

1978-1993

Tvind, DIN

0.2

1941-1945

7,200

16

1982-1994

8,414

2

1979-1993

a Estimado. Obtenido del libro de texto “Wind Energy Comes of Age”, por Paul Gipe, 1995.

El desarrollo de turbinas grandes en Estados Unidos se debió a que las turbinas grandes tenían más potencial para producir energía barata que las turbinas de pequeña escala. Esta no fue una buena estrategia, ya que el Departamento de Energía (DOE: Department of Energy) había decidido que sólo las compañías aeroespaciales tenían la capacidad de manufactura e ingeniería para construir turbinas eólicas de gran escala. Las compañías pequeñas con buenas ideas para el desarrollo de turbinas ya no contaban con apoyo económico suficiente para su supervivencia. Tampoco las compañías aeroespaciales estaban interesadas en desarrollar turbinas eólicas de gran escala. Éstas tomaban el dinero sólo para el desarrollo de turbinas prototipo y al agotarse los recursos buscaban otros proyectos de investigación. Los prototipos financiados por el gobierno de Estados Unidos, como el Mod-1 y Mod-2, sólo operaron por cortos periodos. Una vez que 80


4.2 Energía eólica: su historia

era evidente que estos diseños no serian competitivos, se abandonaba el proyecto. Dinamarca optó por otra estrategia, estableció un plan que permitía a los terratenientes vender la energía producida por su turbina eólica a las compañías distribuidoras. Para que el proyecto fuera atractivo el precio de compra de energía era suficiente para que el propietario tuviera oportunidad de obtener beneficios. Esto permitió que las pequeñas compañías de turbinas eólicas tuvieran un flujo de ingresos muy atractivo. Varias personas entraron en este mercado. Al principio las turbinas eran más grandes de lo que los propietarios necesitaban, pero no suficientemente grandes para considerarse de gran escala. En 1978 el congreso de Estados Unidos emitió el Acta Regulatoria de Políticas para las Empresas de Servicio Público (PURPA: Public Utility Regulatory Act). Este documento estaba enfocado al incremento de la conservación de energía doméstica y su aumento de eficiencia para reducir la dependencia del país al petróleo foráneo. Esto llevó a un boom en la instalación de parques eólicos en San Francisco y Los Ángeles. Los primeros parques eólicos contenían turbinas de 50 kW y luego éstas incrementaron a 200 kW para finales de los años 80. La mayoría de las turbinas eran importadas de Dinamarca. Estas turbinas venían de compañías que habían mejorado la filosofía de diseño de Johannes Juul y Poul LaCour. En 1986 existían ya 25 compañías fabricantes de aerogeneradores en Dinamarca. Este país para ese entonces tenía suficiente energía para exportar. Desde entonces hubo una consolidación en la industria danesa, aunque existen compañías independientes muy importantes como Vestas. Esta compañía tiene la mayor capacidad de aerogeneradores instalados en el mundo con 41 000 unidades y una potencia total aproximada a 40 GW y emplea más de 22 000 personas en 63 países. A final de los 80, 15 000 aerogeneradores fueron instalados en California con una capacidad total de 1 500 MW. Luego se redujo el interés en esta tecnología en Estados Unidos por diversas razones (Righter, 1996), pero continuó en Europa y en la India. Para los años 90, en algunos países, entre ellos Alemania, decidieron mantener un esquema de tarifas fijas para la compra de energía eólica. El incentivo recibido en la India era a través de la reducción de impuestos en proyectos de energía renovable. Estos tipos de esquemas de incentivo llevaron a un rápido incremento en las instalaciones de aerogeneradores tanto en Europa como en la India. Para finales de los años 90, la potencia típica de una turbina en Estados Unidos estaba entre 500 y 1 000 kW. Los parques típicos de aerogeneradores tenían una potencia del orden de los 50 MW con algunos proyectos de hasta 200 MW, mientras que en Europa eran de entre 20 y 50 MW. En Europa comenzaron a desarrollarse proyectos parques eólicos que se instalaron mar adentro para aprovechar un mejor perfil 81


Capítulo 4 • Generación distribuida

de vientos y además reducir el uso de tierras escasas en zonas de alta densidad poblacional.

4.3

Energía eólica en el mundo Desde la última década del siglo xx hasta el 2009, la capacidad instalada de aerogeneradores conectados a la red eléctrica se dobló cada tres años (WWEA, 2010). La capacidad total instalada para el año 2009 fue de casi 160 GW. La figura 4-1 muestra el crecimiento de capacidad instalada desde el año 2001 hasta 2009. La tasa de crecimiento para el 2009 fue de un 31.7% superando a cualquier año desde el 2001. La figura 4-2 muestra la tasa de crecimiento en el mercado mundial desde 1998 al 2009.

250.000

203'500

Capacidad mundial total instalada [MW]

74'122

59'024

47'693

50.000

39'295

31'181

24'322

Figura 4-1 Capacidad total instalada en el mundo por año. Fuente: WWEA World Wind Energy Association, www.wwindea.org

Predicción

120'903

93'930

150.000

100.000

159'213

200.000

0

01

03

02

20

20

20

04

20

05

20

06

20

08

07

09

20

20

10

20

20

Tasas de crecimiento del mercado mundial [%]

41,7

34,8 31,7 31,7 28,2

29,2

28,7

26,0 Figura 4-2 Tasa de crecimiento en el mercado mundial. Fuente: WWEA World Wind Energy Association, www.wwindea.org 82

25,6

26,7

23,8 21,3

1998

1999

2000

2001 2002 2003 2004 2005 2006

2007

2008

2009


4.3 Energía eólica en el mundo

Actualmente existen cinco países que concentran 72.9% de la capacidad de energía eólica, estos son: Estados Unidos, China, Alemania, España y la India. En estos países también se encuentra la mayor experiencia en la generación de energía eólica y su integración a los sistemas eléctricos. La figura 4-3 muestra los diez países con mayor capacidad instalada de aerogeneradores en el mundo. Capacidades [MW] EUA China Alemania España India Italia Francia Reino Unido Portugal Dinamarca

Figura 4-3 Los 10 países con mayor capacidad instalada. Fuente: WWEA World Wind Energy Association, www.wwindea.org

12.210

3.736 4.850 3.404 4.521 3.195 4.092 2.862 3.535 3.163 3.497

9.587 10.925

16.689 19.149

25.237

35.159

26.010 23.897 25.777

2008 2009

De acuerdo al reporte del 2009 de la Asociación mundial de Energía Eólica (WWEA: World Wind Energy Association), todas las turbinas de viento instaladas hasta finales de ese año generaban 340 TWh por año. Esto es igual a la demanda total de electricidad de Italia, la séptima economía más grande del mundo y equivale a un 2% del consumo de electricidad mundial. El reporte también comenta algunos de los puntos mostrados a continuación: z

z

z

z

z

z

z

El sector eólico es un negocio que movió 50 billones de euros en el año 2009. Continúa la tendencia que se duplica la capacidad de energía eólica instalada cada 3 años. El sector eólico empleó a 550 000 personas alrededor del mundo y se espera que para el 2012 crezca a 1 millón de empleos. China continúa siendo el país líder en instalaciones nuevas de energía eólica con 13.8 GW en el 2009 y han duplicado su capacidad durante 4 años consecutivos. Estados Unidos mantuvo su posición como el país de mayor capacidad instalada y China ocupó el segundo lugar, superando levemente la capacidad instalada en Alemania. Ambos países tienen alrededor de 26 GW de capacidad instalada. Asia representa la mayor parte de las nuevas instalaciones (40.4%) seguido de Norteamérica (28.4%) y detrás en tercer lugar quedó Europa (27.3%). América Latina mostró un crecimiento de más del doble de sus instalaciones, principalmente por Brasil y México.

83


Capítulo 4 • Generación distribuida

La figura 4-4 a continuación muestra los 10 países con más alto crecimiento de instalaciones de energía eólica, sólo considerando los mercados que contienen más de 100 MW de capacidad instalada. Tasa de crecimiento [%] − Mercados con capacidades sobre los 100 MW − 372,9

México Turquía

0,0

138,9

61,2

113,0 106,5 104,0

China Marruecos 0,0 Brasil Figura 4-4 Los primeros diez países con el crecimiento más alto de instalaciones de energía eólica. Fuente: WWEA World Wind Energy Association, www.wwindea.org

Hungría Nueva Zelanda 1,1 Suecia Bélgica Polonia

37,0

77,3 58,3

95,4

52,9 48,0 28,4 44,6 33,7 41,1

71,0

2009 2008

México se muestra como el país con mayor de crecimiento en el 2009 con 372.9%, esto es cuatro veces su capacidad instalada, que alcanza ahora los 402 MW.

4.4

Energía eólica en México El Instituto de Investigaciones Eléctricas (IIE) desarrolló y probó en 1977 prototipos de aerogeneradores en la Estación Experimental Eoloeléctrica de “El Gavillero”, en las cercanías de Huichapan, Hidalgo, donde se pretendía suplir energía a un ejido (Comisión Nacional para el Ahorro de Energía, 2010). Esta estación estuvo en operación hasta el año 1996 y luego fue desmantelada. Entre los años de 1977 y 1978 se probó un aerogenerador de 1.5 kW que consistía de tres aspas de aluminio y un control centrífugo de ángulo de ataque. Luego, entre 1981 y 1983, se probó el “Fénix”, un aerogenerador de 2 kW con eje horizontal, tres aspas fijas de lámina de hierro y con control de cola plegable. Al mismo tiempo se estuvo probando el “Albatros I” de 10 kW con eje horizontal, 11 metros de diámetro en sus aspas, tres aspavelas de estructura de aluminio y forradas en tela dacrón de alta resistencia. Luego se probó la segunda versión entre1986 y 1987, “Albatros II”, de 10 kW con eje horizontal, tres aspas de fibra superdelgada con control por torcimiento del aspa. En los años de 1990 a 1995 se instaló el “Avispa” de 300 W con eje horizontal, tres aspas de fibra de vidrio y control por timón de cola plegable. Desde 1992 a 1995 se instaló la segunda versión del “Fénix” con tres aspas de fibra de vidrio.

84


4.5 Variabilidad del viento

En 1994 entraron en operación en La Venta, Oaxaca, siete generadores eólicos construidos por Vestas de 225 kW cada uno llevando la capacidad total instalada a 1 575 kW. Esta fue la primera interconexión de una central eléctrica, con energía proveniente de aerogeneradores, al sistema eléctrico interconectado de la Comisión Federal de Electricidad (CFE, empresa de generación, transmisión y distribución de energía eléctrica de México). En diciembre de 1998 entró en operación la Central Eólica de Guerrero Negro ubicada en las afueras de Guerrero Negro, Baja California Sur, dentro de la zona de reserva de la biosfera de “El Vizcaíno”. Este proyecto fue ejecutado por CFE y consta de un aerogenerador de 600 kW de 44 m de diámetro en una torre de 50 m de altura. En el 2007 se agregó al sistema eléctrico interconectado de CFE el parque eólico “La Venta II” con 98 aerogeneradores, modelo Gamesa G52-850kW y una capacidad total de 83.3 MW. Esta central eólica queda localizada en el municipio de Juchitán de Zaragoza, Oaxaca. Para el año 2009 entraron en operación los parques eólicos “Eurus” y “Parques Ecológicos de México” con 250 MW y 80 MW respectivamente. Ambos localizados en el Istmo de Tehuantepec en Oaxaca. El parque eólico “Eurus” contiene 167 aerogeneradores de 1.5 MW cada uno, instalados en torres de 80 metros de altura y rotor de turbina con 74 metros de diámetro. Actualmente (marzo 2011) “Eurus” es el parque eólico más grande de América Latina. “Parques Ecológicos de México” es una central de 94 aerogeneradores de 850 kW cada uno, instalados en torres de 44 metros de altura y rotor de turbina con 52 metros de diámetro. El 1 de abril del 2010 entró en operación la central eólica instalada en los ejidos “La Mata” y “La Ventosa”, en la zona del Istmo de Tehuantepec en el estado de Oaxaca. Ésta pertenece a Eléctrica del Valle de México (EVM) y es operada por ENXCO Servicios, ambas empresas subsidiarias de EDF (Electricité de France, Energies Nouvelles). La central de EVM tiene una capacidad instalada de 67.5 MW, que consta de 27 aerogeneradores marca Clipper C89, de 2.5 MW cada uno. Cada aerogenerador tiene una torre de 80 metros de altura y el rotor de la turbina tiene un diámetro de 89 metros. Por último, los proyectos eólicos de “Oaxaca I” y “La Venta III” entrarán en operación para principios de 2011, ambos con 101 MW de capacidad (CFE, 2011).

4.5

Variabilidad del viento Se puede decir que los aerogeneradores son productores de energía en vez de productores de potencia. La velocidad viento varía continuamente durante el día y además depende de las estaciones del año, la altura con respecto al nivel del mar y el tipo de suelo (montañas, costas marítimas, mar adentro). Tomando esto en cuenta, es más fácil predecir estadísticamente la cantidad de energía que producirá un aerogenerador dado durante el siguiente mes o año, 85


Capítulo 4 • Generación distribuida

que estimar la potencia que se va a generar en cada momento de la semana próxima. Por lo antes indicado, la energía producida por los generadores eólicos no es constante ni controlable por los operadores del parque a diferencia de las plantas que usan generadores impulsados por máquinas operadas por combustibles fósiles. En un sitio ventoso, con una velocidad media anual entre 5 a 25 metros por segundos, probablemente la potencia de salida oscilara fuertemente durante el día y más aún en las distintas estaciones del año. Esta inevitable variación indica que se requiere algún tipo de almacenamiento de energía para guardar el exceso de la misma que no sea requerida por el sistema eléctrico al que se encuentra interconectado. Cuando por falta de viento no están generando la potencia comprometida con el sistema eléctrico, esta energía es considerada como carga negativa. La disminución del viento tiene el mismo efecto en el sistema eléctrico que la de un consumidor desconectando su carga. El almacenamiento de energía equivale a un incremento de carga del sistema que implica su correspondiente incremento de generación. Por ejemplo, en plantas que operan con combustibles fósiles, se accionará el gobernador de control de potencia incrementando la misma. Otra manera de gestionar la variabilidad de la generación eólica es complementándola con energía hidráulica. Se utiliza energía eólica para preservar las reservas de las centrales hidráulicas. En ausencia de vientos se utiliza la energía hidráulica, ambas renovables y no contaminantes. El sistema de baterías de sulfuro de sodio, mencionado en el capítulo anterior, con 34 MW de potencia nominal localizado al norte de Japón permite que el parque de aerogeneradores de 51 MW funcione al 100% de su potencia nominal durante el horario pico del día. Para éste caso, el parque eólico se puede considerar como un productor de potencia pico en vez de un productor de energía. La potencia pico despachada vale más que el ahorro de costos de combustible de una planta productora de energía. Las empresas eléctricas que tienen generación de carga base con bajos costos de combustible, estarían más interesados en turbinas eólica si éstas fueran generadores de potencia pico. La variación del viento durante las horas del día se llama ciclo diurno. El calentamiento solar causa que el aire cerca de la superficie de la tierra se caliente y ascienda, el aire que asciende es reemplazado por el aire frío desde más arriba. Debido a esto los vientos cerca de la superficie de la tierra son mayores durante el medio día y descienden al llegar la noche. Esta mezcla térmica lleva a que las velocidades de viento sólo tengan un leve incremento más o menos en los primeros 100 metros de altura sobre la superficie de la tierra. Sin embargo, en la noche cesa la mezcla térmica y la velocidad del aire cerca de la superficie de la tierra se reduce hasta casi cero y los vientos a alturas de entre 30 y 100 metros son más fuertes que los de 86


4.5 Variabilidad del viento

las horas del día. Una turbina de poca altura produciría la mayoría de su energía durante las horas de sol mientras que una turbina de gran altura produciría la mayoría de su energía durante la noche. La potencia que se puede aprovechar del viento en una ubicación está dada por la siguiente fórmula (Ackerman, 2005): Pviento

pp R 2V 3 2

(4.1)

donde, r V R

es la densidad del aire en kg/m3 (1.2929 kg/m3 a nivel del mar), es la velocidad del viento en m/s, es la longitud de cada aspa de la turbina desde el centro del eje del rotor hasta la punta del aspa medida en metros.

Potencial[kW]

La figura 4-5 muestra la curva de potencia de una turbina eólica típica, fabricada por Acciona Windpower modelo AW-1500 e instalada en el parque “Eurus” de México (Melendez C., 2011). La curva de potencia de una turbina indica la potencia de salida para diferentes velocidades de viento. Estas curvas se obtienen haciendo medidas en campo utilizando un anemómetro. El anemómetro se ubica en una posición cerca de la turbina eólica (suficientemente lejos de la misma para evitar la turbulencia generada). 2 000 1 900 1 800 1 700 1 600 1 500 1 400 1 300 1 200 1 000 900 800 700 600 500 400 300 200 100 0 −100

Teórico

0

Vo

5

10 Vn Velocidad de viento [m/s]

15

Diseño

20

25

Figura 4-5 Curva de potencia teórica/experimental de un aerogenerador de 1 500 kW (Melendez C., 2011). 87


Capítulo 4 • Generación distribuida

Las curvas de potencia son aproximaciones de la tendencia del comportamiento de la turbina eólica. En la práctica el viento siempre está fluctuando y no se puede medir con exactitud la columna de viento que pasa a través del rotor de la turbina. Una medición real arrojaría una especie de nube de puntos alrededor de la curva de potencia. Para obtener buenos resultados se toman promedios de las mediciones a cada velocidad de viento y se grafican. Como medida de eficiencia de conversión de energía del viento a electricidad está el coeficiente de potencia (Cp: Power Coefficient). Se puede expresar como: CP =

electricidad producida por la turbina eólica Pgenerada = energía total disponible en el viento Pviento

(4.2)

Las turbinas eólicas extraen energía disminuyendo la velocidad del viento. Si éstas fueran 100% eficientes necesitarían detener el viento detrás de ellas y para esto el rotor debiera ser un disco sólido que no girase resultando en cero conversión de energía cinética. Las turbinas eólicas de una sola aspa dejan pasar gran parte del viento por el área no cubierta por el aspa dejando gran parte de la energía cinética en el viento, arrojando para este tipo de turbina un Cp muy bajo. Necesita mayores velocidades de viento para producir la misma energía que otros que contienen dos o tres aspas. Generalmente las turbinas eólicas de alta calidad y tres aspas tienen un Cp en el rango de 46 a 48% en terminales del generador (Ackerman, 2005). La figura 4-6 muestra la potencia generada por 167 generadores de 1.5 MW cada uno ubicados en el parque “Eurus” de México en el mes de diciembre de 2010.

300 000

Generación total [kW]

250 000

Figura 4-6 Curva de potencia total vs. velocidad promedio del viento, parque “Eurus” de México en el mes de diciembre de 2010 (Melendez C., 2011).

88

200 000 150 000 100 000 50 000 0

0

5

10

15 20 Velocidad de viento [m/s]

25

30


4.5 Variabilidad del viento

Para calcular el Cp también podemos tomar la curva de potencia de una turbina y dividirla por el área cubierta por el rotor para obtener la potencia de salida por metro cuadrado del mismo. Luego para cada velocidad de viento dividimos el resultado, por la potencia en el viento por metro cuadrado (Ackerman, 2005). Las turbinas eólicas de eje horizontal utilizan comúnmente diferentes números de aspas, dependiendo del propósito de la turbina. La turbinas bipala o tripala son usualmente utilizadas para la generación de electricidad. Las turbinas de 20 o más aspas son utilizadas para el bombeo de agua. El número de palas está indirectamente vinculado con la relación de velocidad especifica o periférica (TSR: Tip speed ratio), l es la relación entre la velocidad de la punta de la pala y la velocidad del viento (Hau, 2006): = TSR =

vR V

(4.3)

donde, v R V

es la frecuencia de rotación en rad/s, es el radio de la aerodinámica del rotor en metros, es la velocidad del viento en m/s.

La relación de velocidad periférica es un término que sustituye al número de revoluciones por minuto “n” del rotor y sirve para comparar el funcionamiento de máquinas eólicas diferentes. El parámetro TSR es vital para el diseño de turbinas eólicas. Si el rotor de la turbina gira muy lento, la mayoría del viento pasaría a través del hueco entre las aspas. Por otro lado, si el rotor gira muy rápido, las aspas se comportarían como una pared sólida ante el viento. Las turbinas eólicas son diseñadas con un TSR óptimo para extraer la máxima potencia posible del viento. Cuando un aspa de la turbina eólica pasa a través del aire su estela causa turbulencia. Si la próxima aspa llega al punto donde el aire está turbulento, ésta no podrá extraer, de manera eficiente, la potencia del viento. Sin embargo, si el rotor girase más lento el lapso de tiempo sería suficiente para evitar el aire turbulento. Por consiguiente, se elige un TSR para evitar que las aspas operen en flujo turbulento. Las turbinas eólicas con un alto número de aspas tienen un TSR más bajo pero un mayor torque de arranque. Al contrario, las turbinas con dos o tres aspas tienen un TSR más alto pero un menor torque de arranque. Los TSR altos permiten el uso de una caja de cambios menos pesada y más pequeña para lograr la velocidad requerida en el eje que acciona el generador. Por igual, valores de TSR más altos resultan en niveles de ruido altos debido a las grandes fuerzas involucradas y además requieren de aspas más resistentes.

89


Capítulo 4 • Generación distribuida

Se ha demostrado de manera aproximada que el TSR óptimo para una potencia de salida máxima ocurre a (Ragheb, 2009): =

4p n

(4.4)

Coeficiente de potencia del rotor CPR

siendo n es el número de aspas. Si el valor de TSR está por encima de 1, significa que hay suficiente fuerza de sustentación que hace que las aspas de la turbina tengan más velocidad que el viento. Si el TSR está por debajo de 1, existe mucha fuerza de arrastre. Los viejos molinos de viento utilizados para moler granos, levantar pesas y bombeo de agua probablemente tenían valores de TSR alrededor de 1. Las turbinas eólicas modernas tienen valores de TSR alrededor de 5. La figura 4-7 muestra el coeficiente de potencia en función del TSR para turbinas de una, dos y tres aspas. Ya se demostró que el Cp no es constante, éste varía con: la velocidad del viento, la velocidad rotacional de la turbina y con los parámetros de las aspas como el ángulo de ataque y el ángulo de actitud o cabeceo tal como se explicará en la sección 4.6. El máximo valor de Cp se logra manteniendo constante la velocidad máxima de la turbina para capturar la máxima potencia del viento. Esta velocidad se puede determinar de la gráfica de la curva de potencia. Del mismo modo, la velocidad donde se obtiene el máximo

potencia del flujo de aire

1.0

0.593

coeficiente ideal de potencia pérdida por la estela

arrastre del perfil alar número finito de aspas

3 número de palas

5 Figura 4-7 Curva de CP contra TSR (Hau, 2006). 90

10

15

2

1

20

Relación de velocidades de punta de palas λA


4.6 Turbinas eólicas: aerodinámica

coeficiente de potencia es la velocidad donde se obtiene el TSR óptimo. Un físico alemán llamado Albert Betz concluyó en 1919 que ninguna turbina eólica puede convertir más de 16/27 (59.3%) de la energía cinética del viento en energía mecánica para hacer girar el rotor (Ackerman, 2005). Este límite no tiene nada que ver con las ineficiencias en el generador sino con la misma naturaleza de las turbinas eólicas. Hasta el día de hoy esto se conoce como el límite de Betz o ley de Betz. Éste máximo teórico de eficiencia equivale al coeficiente de potencia. El coeficiente de potencia de turbinas eólicas de alta calidad y tres aspas está en el rango de 0.52-0.55 medido en el eje de las palas. Al tomar en cuenta los factores que afectan el rendimiento energético de una turbina eólica como: caja multiplicadora de velocidad, rodamientos, convertidor electrónico, generador, aerodinámica, etc., sólo entre 10-48% de la potencia del viento es realmente transformada a energía eléctrica. La potencia extraída del viento y convertida en energía rotacional se puede definir como (Hau, 2006) (Ackerman, 2005): Prot =

1 rp R 2V 3CP 2

(4.5)

De igual manera podemos obtener la potencia de salida de la turbina eólica como: PT =

1 r ACpV 3 NG N rod 2

(4.6)

donde Prot representa la potencia de salida en watts de la turbina eólica, r la densidad del aire en kg/m3 (1.2929 kg/m3) a nivel del mar, A es el área cubierta por el rotor en m2 (p R2), CP es el coeficiente de potencia, V es la velocidad del viento en m/s, NG es la eficiencia del generador, Nrod es la eficiencia de la caja multiplicadora/rodamientos.

4.6

Turbinas eólicas: aerodinámica Los sistemas de turbinas eólicas modernas dependen de dos fuerzas: sustentación y arrastre. La sustentación es la fuerza generada sobre el aspa cuando ésta se desplaza a través del aire, de dirección perpendicular al viento. El arrastre es la suma de todas las fuerzas aerodinámicas en la dirección del viento (paralela al viento). Con excepción al rotor tipo Savonius (mencionado más adelante), las máquinas modernas de turbinas eólicas tiene como fuerza predominante la de sustentación. 91


Capítulo 4 • Generación distribuida

Figura 4-8 Fuerzas de sustentación y de arrastre.

La fuerza de sustentación es múltiplo de la fuerza de arrastre y por ende es la que hace más trabajo para accionar el rotor. La suma de ambas fuerzas en cuadratura es la fuerza resultante que actúa sobre el perfil alar o aspa (ver figura 4-8). Las aspas se diseñan desde el punto de vista aerodinámico para evitar que se formen torbellinos, favorecer la circulación del aire sobre la superficie y para maximizar la fuerza de sustentación. A continuación se explicará el comportamiento aerodinámico de las turbinas eólicas cuyo rotor es accionado por las fuerzas de sustentación. En los diseños de aspas se quiere que el cociente de fuerza de sustentación/fuerza de arrastre sea máximo. Para esto se diseña el perfil alar y se ubican las palas con un ángulo de ataque, a, que cumpla con esta condición. Este análisis es sólo válido cuando las aspas están en reposo. Al girar el rotor, la fuerza resultante sobre el aspa será el resultando de la combinación de la acción directa del viento real U (ver figura 4-9) y la acción del viento V originado por el movimiento de rotación del aspa. La resultante de estas componentes, el viento que ven las palas, se llama viento aparente, Vr. El ángulo de ataque a, también llamado ángulo de incidencia, es el ángulo que forma la cuerda del perfil con la velocidad aparente del viento. El ángulo que forma la cuerda del perfil con el plano de rotación se conoce como el ángulo de calaje u (también conocido como ángulo de inclinación, de paso o de actitud). La cuerda se considera desde 92


FACTS: sistemas flexibles de transmisión de energía en corriente alterna

S

e dice que los sistemas eléctricos tradicionales son inflexibles debido a la dificultad para realizar el control de flujos de energía sistemas eléctricos mallados. Esto se debe a que los parámetros y la configuración de la red son mayormente fijos y se rigen por la ecuación potencia-ángulo (3.1) (ver sección 3.2). La mayoría de los sistemas eléctricos están controlados primordialmente por equipos electromecánicos que por su naturaleza son lentos (pueden durar entre 3 y 15 ciclos en responder ante cambios de carga) y requieren continuo mantenimiento debido a su desgaste mecánico. Esto lleva a que la red eléctrica tenga respuesta lenta ante contingencias dificultando el control del flujo de potencia en términos de velocidad y versatilidad. La calidad de la energía y continuidad del suministro se ha convertido en una gran preocupación debido a la conexión cada vez mayor de costosas cargas sensibles, tomógrafos, grandes controladores de proceso, convertidores electrónicos, etc. Estos requerimientos han llevado a desarrollar nuevas tecnologías para mejorar el control y la operación. Entre estas nuevas tecnologías se encuentran dos conceptos: sistemas flexibles de transmisión en corriente alterna (FACTS: Flexible AC Transmission Systems) y sistemas flexibles, confiables e inteligentes para la entrega de energía eléctrica (FRIENDS: Flexible Reliable and Intelligent Electrical Energy Delivery Systems). En estos sistemas los equipos de compensación basados en convertidores electrónicos estáticos tienen un rol muy importante por su velocidad (menor a dos ciclos) en aplicar cambios y correcciones en la red. La filosofía de los FACTS fue creada en los años ochenta para resolver problemas causados por las restricciones de construcción de nuevas líneas de transmisión, para mejorar la estabilidad de potencia y para facilitar el intercambio de potencia entre diferentes compañías generadoras y grandes consumidores de energía (Grigsby, 2007). Por otro lado, la filosofía de FRIENDS fue creada en los años noventa y su propósito fue identificar la operación de las empresas eléctricas con los nuevos compensadores estáticos y sistemas de comunicación (Rehtanz, 2003). Su meta consiste en desarrollar sistemas de entrega de energía donde los sistemas distribuidos de energía y los de almacenamiento estén localizados cerca de la carga. Los FACTS tienen dos objetivos principales, a saber, incrementar la capacidad de transferencia de potencia de las líneas de transmisión y mantener el flujo de potencia sobre las rutas más conveniente técnica y económicamente. El primer objetivo implica que los flujos de potencia sobre una línea se puedan llevar hasta el límite térmico de ésta, forzando la corriente nominal a través de una impedancia serie. Esto no significa que las líneas normalmente se deban operar al límite térmico, sino que exista esa capacidad en algún momento necesario para resolver las contingencias originadas por alguna falla en el sistema. El segundo objetivo implica que los flujos de potencia se puedan

6


restringir a líneas designadas o distribuirlas entre muchas para reducir las pérdidas, controlando la corriente de cada una de ellas. Los FACTS ofrecen la oportunidad de controlar y mejorar la capacidad de potencia en los sistemas de transmisión actuales. El control del flujo de potencia ayuda a aumentar la capacidad de potencia que se puede transferir a través de las líneas existentes. Esto es posible ya que los controladores de los FACTS pueden ajustar los parámetros del sistema eléctrico tales como: las impedancias serie y paralelo, corriente, voltaje, ángulo de fase y amortiguar oscilaciones del sistema. Para el desarrollo de estos equipos se necesita de compensadores y controladores basados en el uso de la electrónica de potencia. La coordinación y el control de estos compensadores, para ofrecer al sistema el máximo de los beneficios, es otro desafío tecnológico. Se han desarrollado diferentes tipos de controles de FACTS para la compensación en serie y paralelo (derivación o shunt). La compensación serie se utiliza manejando las características naturales de la línea para controlar el voltaje a través de la misma e incrementar la potencia transmitida en estado estable. La compensación en derivación se utiliza para cambiar la impedancia de la línea y es altamente efectiva para controlar el flujo de potencia a través de la misma y también mejora la estabilidad del sistema (Grigsby, 2007). La mayoría de los controladores FACTS manejan la potencia reactiva para controlar el perfil del voltaje e incrementar la estabilidad del sistema eléctrico. La compensación reactiva utilizando FACTS resuelve muchos problemas en sistemas transmisión, especialmente los problemas de calidad de energía, ya que la mayoría de ellos se aminoran, o se resuelven, con el control adecuado de la potencia reactiva. La compensación reactiva ayuda a mantener un perfil cuasi-fijo de voltaje, mejora la eficiencia de la transmisión, controla los sobrevoltajes en estado estable o transitorio y evita interrupciones del sistema. Mediante el uso de grandes convertidores electrónicos sumados a la disponibilidad de poderosas herramientas analíticas, tecnologías avanzadas de control, telecomunicaciones y computación, se está desarrollando un nuevo concepto para la operación de los sistemas eléctricos, que se encuadra dentro de lo que hoy se denomina Smart Grid.


6.1 Competencias a alcanzar con el estudio del presente capítulo Al finalizar el lector tendrá una clara visión de: 1.

Los dispositivos eléctricos/electrónicos que permiten controlar flujos de potencia.

2.

Los sistemas de compensación en derivación y sus principios de funcionamiento.

3.

El funcionamiento de un Compensador estático de VARs (SVC): TCR, TSC, TSC-TCR.

4.

El funcionamiento de un Compensador estático sincrónico (STATCOM).

5.

Los sistemas de compensación en serie y sus principios de funcionamiento.

6.

El funcionamiento del TCSC y el SSSC.

7.

El Control unificado de flujos de potencia (UPFC).


Capítulo 6 • FACTS: sistemas flexibles de transmisión de energía en corriente alterna

6.2

Compensación en derivación La compensación en derivación se utiliza para controlar la cantidad de potencia reactiva que fluye en el sistema eléctrico. La potencia reactiva generada por una fuente de corriente alterna (CA) se almacena en un capacitor o un reactor durante un cuarto de ciclo, luego se retorna a la fuente en el siguiente cuarto de ciclo. La potencia reactiva oscila entre la fuente de CA y el capacitor o el reactor, a una frecuencia igual a dos veces la nominal del sistema, sea éste de 50 o 60 Hz. Por esta razón, se puede hacer la compensación con equipos estáticos o generadores de VAr evitando que haya circulación entre la carga (capacitiva o inductiva) y la fuente y al mismo tiempo mejorando la regulación de voltaje y la estabilidad del sistema. La compensación reactiva puede hacerse con generadores de VAr conectados en serie o paralelo.

6.2.1 Principios de operación En la figura 6-1a) se muestra un pequeño sistema sin compensación con una carga a un voltaje V2, una impedancia de línea y una fuente V1. El diagrama fasorial referencia el ángulo de la corriente con el de la carga, esto significa que la corriente activa IP está en fase con V2. Para una adecuada operación se requiere potencia reactiva por parte del generador incrementando el flujo de corriente desde la fuente a las líneas. Si se entrega energía reactiva cerca de la carga, la corriente que circula por la línea se minimiza llevando a una reducción en pérdidas por transmisión y mejorando la regulación de voltaje en terminales de la carga. Esto se soluciona en la figura 6-1b) con un capacitor inyectando potencia reactiva. Como resultado de la compensación la corriente IQ de la carga se puede eliminar gran parte de la componente reactiva de la fuente obteniendo una componente de voltaje más alto, V2. Si se elimina toda la potencia reactiva entregada por la fuente a la carga, la fuente estará operando cerca a un factor de potencia unitario que sólo dependerá de la reactancia de línea. Las ventajas de utilizar generadores de VAr, como fuentes de voltaje o de corriente (en vez de inductores o capacitores), es que la potencia reactiva generada es independiente del voltaje en el punto de interconexión y también se tiene un amplio rango de ajuste. Esto representa una ventaja ante el uso de capacitores o inductores cuya energía reactiva dependen del cuadrado del voltaje o de la corriente en el punto de interconexión, respectivamente.

162


6.2 Compensación en derivación V1

Fuente

V2

X

R

Carga

I< b b = u V1 − u I IP

V1 d

u V1 − u I

IQ

V2

jX*I R*I

I a) V1

Fuente

V⬘2

X

R

I⬘< b⬘ b⬘ = u V1 − u I⬘ Figura 6-1 Principios de la compensación en derivación en un sistema CA radial. (a) Diagrama fasorial sin compensación reactiva. (b) Compensación en derivación con una fuente de corriente.

Ic

IP

V1 b⬘

IQ

2

Carga

d⬘ I⬘

jX*I⬘

V⬘2 R*I⬘

Ic I< b b)

6.2.2 SVC: compensador estático de VARs Los compensadores estáticos de VAR (SVCs: Static VAR Compensators) son dispositivos conectados en derivación capaces de variar la salida de potencia reactiva controlando o conmutando elementos con impedancia reactiva utilizando dispositivos de electrónica de potencia. A continuación se listan algunas características de los SVCs (Mohan y Varma, 2002): z z

z z z z

Bajo mantenimiento debido a la ausencia de partes móviles. Tiempo de respuesta muy reducido debido a su velocidad de control. Factibilidad de control de fase individual. Menores pérdidas. Alta confiabilidad. Ausencia de contribución a la capacidad de corto circuito del sistema. 163


Capítulo 6 • FACTS: sistemas flexibles de transmisión de energía en corriente alterna z

z

Generación de armónicas, excepto en los TSC (capacitores conmutados por tiristores). Variación de la generación de potencia reactiva del SVC como el cuadrado del voltaje en terminales, tal y como sucede en los capacitores pero que en este caso funciona aún cuando se está operando fuera del rango de control lineal, lo que conlleva una reducción sustancial en el soporte de potencia reactiva a bajos voltajes.

Los SVCs se pueden clasificar como: z

z

z

Reactores controlados por tiristores (TCR: Thyristor Controlled Reactors), estos pueden funcionar con capacitores fijos o mecánicamente conmutados. Capacitores conmutados por tiristores (TSC: Thyristor Switched Capacitors) Combinación de TSC con TCR (TSC-TRC)

Los SVCs son capaces de solucionar una variedad de problemas como: la regulación de voltaje, reducción de parpadeo (flicker) en el voltaje debido a grandes cargas variantes como los hornos de arco eléctrico, incrementar la transferencia de potencia en líneas de transmisión, incrementar los límites de estabilidad transitoria, incrementar el amortiguamiento de las oscilaciones de potencia, reducir los sobrevoltajes momentáneos y amortiguar las oscilaciones de potencia subsíncrona.

6.2.3 TCR: reactor controlado por tiristores En la mayoría de los casos los compensadores TCR se utilizan con capacitores fijos o combinado con un filtro para las armónicas de bajo orden. En un sistema trifásico cada fase tiene un reactor en serie con un par de tiristores colocados en antiparalelo actuando como un conmutador bidireccional (ver figura 6-2). En el siguiente ejemplo se obtiene la corriente RMS de este circuito en función del ángulo de disparo de los tiristores.

Figura 6-2 Diagrama de circuito de un TCR.

164


6.2 Compensación en derivación

Considerando el voltaje de alimentación v(t) = Vm sen vt = 2 Vrms sen vt, podemos expresar la corriente instantánea en el reactor como: 1 vt V Vm sen vt d(vt) = m (− cos vt + cos a ) ∫ L a L V V i(t) = m (− cos vt + cos a ) = m (cos a − cos vt) vL XL

i(vt) =

Para obtener la componente fundamental (60 Hz) de la corriente realizamos un análisis de Fourier. I o (t) =

ao ∞ + ∑ ( an cos nvt + bn sen nvt) 2 n= 1

donde los coeficientes bn son iguales a cero ya que nuestra función es par y de igual manera ao es cero porque no tenemos componente de directa. También tomamos en cuenta que el ángulo de disparo varía entre 90° y 180° ya que tenemos una corriente cosenoidal (la corriente en el circuito está atrasada 90° con respecto al voltaje debido al efecto inductivo, este circuito contralará la corriente en la inductancia). De acuerdo a esto tenemos que: 2 T

an =

a1 =

2Vm p XL

∫a

a1 =

2Vm p XL

∫a

2Vm p XL

f (vt)cos nvt d(vt)

(cos a − cos vt)cos nvt d(vt)

2p − a

(cos a − cos vt)cos vt d(vt)

2p − a 2Vm ⎡ 2p −a cos a cos vt d(vt) − ∫ cos 2 vt d(vt) ⎤ ∫ a ⎦⎥ p X L ⎣⎢ a

2Vm a1 = p XL a1 =

2p − a

an =

T

∫0

2p − a

1 ⎡ ⎞⎤ ⎛1 ⎢ cos a sen vt − ⎜⎝ 2 sen vt cos vt + 2 (vt)⎟⎠ ⎥ ⎣ ⎦a

1 1 ⎡ ⎢⎣ cos a sen (2p − a) − 2 sen (2p − a)cos(2p − a ) − 2 (2p − a ) 1 a⎤ − cos a sen a + sen a cos a + ⎥ 2 2⎦

a1 =

2Vm p XL

1 a ⎡ ⎢⎣ − cos a sen a + 2 sen a cos a − p + 2 − cos a sen a 1 a⎤ + sen a cos a + ⎥ 2 2⎦ a1 =

2Vm [−p + a − cos a sen a ] p XL 165


Capítulo 6 • FACTS: sistemas flexibles de transmisión de energía en corriente alterna

a1 =

2Vm p XL

⎡ ⎛ sen 2a − sen 0 ⎞ ⎤ ⎟⎠ ⎥ ⎢ −p + a − ⎜⎝ 2 ⎣ ⎦

a1 =

2Vm p XL

a1 =

Vm XL

sen 2a ⎤ ⎡ ⎢⎣ −p + a − 2 ⎥⎦

2a sen 2a ⎤ ⎡ ⎢⎣ −2 + p − p ⎥⎦

Finalmente podemos obtener el valor rms de la corriente del reactor, donde: I L (a ) =

a1 V = 2 XL

2a sen 2a ⎤ ⎡ ⎢⎣ −2 + p − p ⎥⎦

(6.1)

Límite de generación

Cuando se utiliza el control por ángulo de disparo se obtiene un rango completo de la potencia consumida por el reactor (ver figura 6-3). El ángulo de control se varía desde 90° a 180°. Se obtiene una conducción total en el tiristor al utilizar un ángulo de disparo de 90°. Entre 90° y 180° se obtiene una conducción parcial, tal como se muestra en la figura 6-3 y la figura 6-4. El incremento del ángulo de disparo reduce la corriente de componente fundamental que circula a través del reactor. Esto resulta en incrementar la inductancia del sistema al que se encuentra conectado, ya que el compensador disminuye la cantidad de potencia reactiva consumida (esto se debe al valor equivalente de inductancias en paralelo). La potencia reactiva absorbida depende del cuadrado del voltaje de línea entre la impedancia del SVC, por ende ésta decae en función del voltaje tal como se muestra en la figura 6-3.

Figura 6-3 Característica V-I de un TCR. 166


6.2 Compensación en derivación

Figura 6-4 Formas de onda de un TCR, efecto del ángulo de disparo.

Entre sus ventajas está su capacidad para realizar un control continuo y un fácil aumento de capacidad. El control continuo se hace con un retardo de medio ciclo, ya que la corriente en el reactor sólo puede variar en puntos discretos de tiempo por efectos de los tiristores y prácticamente no se tienen transitorios. Estos ajustes no pueden ser más rápidos que 1 vez por cada medio ciclo. Entre las desventajas está la generación de armónicas de baja frecuencia en la corriente. Para eliminar las armónicas de baja frecuencia se utilizan la configuración delta para los TCR trifásicos de 6 pulsos (ver figura 6-5), esta elimina las componentes armónicas de secuencia cero (“armónicas triplen”, fluyen dentro configuración de la delta y no aparecen en la línea) y con el uso de filtros pasivos se puede eliminar las quinta y séptima armónicas. Se puede evitar el uso de filtros pasivos al utilizar la configuración de TCR de 12 pulsos como se muestra en la figura 6-6. Las armónicas triplen quedan atrapadas en la delta y

Figura 6-5 TCR de 6 pulsos en configuración delta. 167


Capítulo 6 • FACTS: sistemas flexibles de transmisión de energía en corriente alterna

la quinta y séptima armónicas, junto con sus múltiplos, se eliminan debido al desfase introducido por el transformador (Llamas, Acevedo, Baez y De los Reyes, 2004).

Figura 6-6 Configuración para un TCR de 12 pulsos con un transformador de dos secundarios.

6.2.4 TSC: capacitor conmutado por tiristores La figura 6-7 muestra una configuración básica de los compensadores TSC. El banco de capacitores se divide para variar la capacitancia del sistema de manera escalonada. Los tiristores bidireccionales son colocados individualmente para activar o desactivar cada capacitor. Se coloca un inductor limitador de sobrecorriente para reducir el estrés causado en los tiristores (reducción del di/dt) y para prevenir que haya resonancia con el sistema al que se encuentra conectado (normalmente 6% de la reactancia capacitiva). La figura 6-8 muestra la característica de V-I del circuito TSC. En esta se visualiza que, al igual que el TCR, la potencia reactiva depende del cuadrado de voltaje. De manera contraria al TCR, el TSC entrega potencia reactiva.

Figura 6-7 Diagrama de circuito de un TSC. 168


6.2 Compensación en derivación

Figura 6-8 Característica V-I de un TSC.

Para reducir a un mínimo los transitorios por conmutación, se deben satisfacer dos condiciones; la primera, el tiristor se debe disparar en la cresta positiva o negativa del voltaje de la fuente de alimentación (en este momento el voltaje en el capacitor es el mismo del suministro), la segunda, el capacitor se debe cargar a un voltaje mayor que el de suministro. Si el TSC se activa cuando el voltaje a través de él no es cero, habrá transitorios de conmutación. Al no ser cero el dv/dt, esto causaría una corriente instantánea a través del capacitor (i = C dv/dt) si no existiese un reactor en serie (ver figura 6-9). Las características principales de estos compensadores son: control escalonado, retardo promedio de medio ciclo con un máximo de un ciclo (debido a la primera y segunda condición) y no se generan armónicas ya que se pueden atenuar los transitorios en la corriente. Sus desventajas son: no se tiene un control continuo de la compensación de VAr, cada banco de capacitores requiere un par de tiristores aumentando el costo del sistema, el voltaje a través del TSC no conductor llega hasta el valor de pico a pico del voltaje de suministro, los tiristores se deben dimensionar y proteger para los transitorios de voltaje de línea y las corriente de falla.

se mantiene cargado

Figura 6-9 Forma de onda de la operación de un TSC. 169


Capítulo 6 • FACTS: sistemas flexibles de transmisión de energía en corriente alterna

6.2.5 TSC-TCR La combinación de TSC y TCR es un SVC permite la posibilidad de compensación tanto capacitiva como inductiva. Esta configuración usualmente comprende “n” cantidad de bancos de TSC y un solo TCR conectados en paralelo (figura 6-10). Estos se caracterizan por su control continuo, prácticamente no tiene transitorios, baja generación de armónicas y por su flexibilidad en operación y control. El reactor se dimensiona para ser “n” veces menor que la capacidad nominal del TSC-TCR. El SVC se conecta generalmente a la línea de transmisión a través de un transformador para evitar que los componentes electrónicos estén sometidos a muy altos voltajes.

Figura 6-10 Diagrama de circuito de un TSC-TCR.

Al igual que los SVC’s ya presentados, la potencia reactiva entregada o absorbida por el TSC-TCR decae en función del voltaje (Q=VT2/Xeq), la figura 6-11 muestra esta característica.

Figura 6-11 Característica V-I de un TSC-TCR.

Una desventaja que resulta de este arreglo es su alto costo en comparación a los TCR y TSC. Se obtienen ahorros al dimensionar TCR más pequeños pero estos son absorbidos por los TSC y un sistema de control más complejo. Para reducir los transitorios y la 170


6.2 Compensación en derivación

distorsión armónica los instantes exactos de disparo de los reactores se determinan con un sistema de control. El sistema de control tiene una señal de voltaje que se mide desde un transformador de voltaje (PT: Potential Transformer) conectado al suministro. El sistema de control busca mantener el voltaje en la línea de transmisión en un valor fijo asegurando que el voltaje del compensador permanezca más o menos constante a través del ajuste del ángulo de disparo.

6.2.6 STATCOM: compensador estático sincrónico Son SVCs basados generalmente en tiristores de conmutación forzada (GTO: Gate Turn-Off Type Thyristor) utilizados en topologías de convertidores AC-DC para evitar la utilización de grandes bancos de capacitores o reactores. El STATCOM, también denominado SSC (Static Synchronous Compensator), es una fuente controlada de potencia reactiva conectada en derivación. Es en esencia un convertidor usado como fuente de voltaje (VSC: Voltage Sourced Converter) o como fuente de corriente (CSC: Current Sourced Converter) conectado en paralelo al sistema de potencia a través de un reactor de acoplamiento. El STATCOM genera voltajes trifásicos balanceados a frecuencia fundamental con amplitud y ángulo de fase controlable. Como es un sistema sin inercia tiene un límite de capacidad de sobrecarga. La configuración de convertidor como fuente de corriente utiliza un reactor con alimentación regulada de corriente directa y la configuración de convertidor como fuente de voltaje utiliza un capacitor con alimentación regulada de voltaje de corriente directa (figura 6-12). El STATCOM es más eficiente que un SVC ya que la potencia reactiva que puede entregar es igual a voltaje por corriente mientras que en un SVC la potencia reactiva depende del cuadrado del voltaje entre su impedancia. Si ocurre una disminución de voltaje el STATCOM todavía puede entregar potencia reactiva debido a su capacidad de sobrecorriente. En el caso de un SVC (ver figura 6-3, figura 6-8, figura 6-11) la capacidad de entrega de potencia reactiva decae

Figura 6-12 Diagrama de circuito de un STATCOM. a) Configuración VSI b) configuración CSI.

171


La enorme avidez de energía eléctrica del mundo moderno y la necesidad de reducir bruscamente las emisiones de CO2, para detener el calentamiento global, están impulsando el desarrollo de nuevas tecnologías en los sistemas eléctricos de potencia, de manera de hacerlos más eficientes y satisfacer una parte significativa del incremento de la demanda con ahorros energéticos en los sistemas de generación, transmisión y distribución de energía, y la otra parte por generación distribuida usando fuentes de energía renovables como son la solar y eólica, entre otras. Los adelantos tecnológicos en el área de la electrónica de potencia han posibilitado construir grandes convertidores electrónicos, muy eficientes, que permiten operar las redes eléctricas en condiciones óptimas, mejorando así los flujos de potencia y favoreciendo la reducción de pérdidas. Así mismo, gracias a estos convertidores podemos inyectar a la red eléctrica la energía proveniente de fuentes alternas como la de los aerogeneradores y celdas fotovoltaicas. La inclusión en las redes eléctricas de generación distribuida, fuentes alternas de energía, sistemas de almacenamiento de energía eléctrica, sistemas automáticos de monitoreo y medición, interruptores inteligentes y los mercados de energía constituyen el corazón de las redes modernas denominadas Smart Grids y son analizados en detalle en esta obra. Esta obra ha sido escrita como texto de un curso intermedio sobre “redes inteligentes” materia que por la velocidad de cambio de las tecnologías emergentes aún no existe en la mayoría de la universidades de habla hispana y se espera que este libro ayude a establecer las bases para formar los recursos humanos, que con sus conocimientos puedan contribuir fuertemente a la sustentabilidad del planeta. El libro supone que el lector tiene un buen conocimiento de circuitos eléctricos de corriente alterna y de sistemas eléctricos de potencia que incluye generación, transmisión y distribución. Numerosos ejemplos numéricos ilustran el texto y permiten al lector comprender mejor algunos temas como tarifas eléctricas variables/planas y aprender las ventajas de distribuir en el tiempo los consumos eléctricos, tanto residenciales como industriales. Conociendo las tarifas, se enseña a calcular los tiempos de recuperación de inversiones en aplicaciones de energía solar y eólica domiciliarias. Resumiendo, se desmitifica, con algunos ejemplos, el tema de los medidores inteligentes frecuentemente señalados como una estrategia para incrementar las tarifas eléctricas.

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Smart Grid. Fundamentos, tecnologías y aplicaciones. Rommel Amado Vicini Hernández