Separata de Trabajadores / Año 63 de la Revolución No. 5 ...
“Año 58 de la Revolución
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SIMULACIÓN DE UN GENERADOR EÓLICO ASINCRÓNICO Santa Clara 2016 “Año 58 de la Revolución” Autor: Daniel Enrique Yero Gómez Tutor: Dra. C. Lesyani León Viltre
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SIMULACIÓN DE UN GENERADOR EÓLICO ASINCRÓNICO
Santa Clara
2016
“Año 58 de la Revolución”
Autor: Daniel Enrique Yero Gómez
Tutor: Dra. C. Lesyani León Viltre
Autor: Daniel Enrique Yero Gómez
Tutor: Dra. C Lesyani León Viltre
Santa Clara
2016
SIMULACIÓN DE UN GENERADOR EÓLICO ASINCRÓNICO
Hago constar que el presente trabajo de diploma fue realizado en la Universidad Central “Marta
Abreu” de Las Villas como parte de la culminación de estudios de la especialidad de Ingeniería
Eléctrica, autorizando a que el mismo sea utilizado por la Institución, para los fines que estime
conveniente, tanto de forma parcial como total y que además no podrá ser presentado en eventos, ni
publicados sin autorización de la Universidad.
Firma del Autor
Los abajo firmantes certificamos que el presente trabajo ha sido realizado según acuerdo de la
dirección de nuestro centro y el mismo cumple con los requisitos que debe tener un trabajo de esta
envergadura referido a la temática señalada.
Firma del Responsable de
Información Científico-Técnica
Firma del Tutor Firma del Jefe de
Departamento donde se
defiende el trabajo
Pensamiento
“Un cerebro creador puede transfigurar la vida, la naturaleza y la humanidad bellamente”
Charles Chaplin
I
Dedicatoria
A mis padres, los principales responsables de mis logros y a toda mi familia
II
Agradecimientos
A mi tutora Dra. C. Lesyani León Viltre por su decisivo apoyo para llevar a cabo un trabajo de esta magnitud.
A Dra. C. Miriam Blázquez por su ayuda para la determinación de los
parámetros eléctricos del generador S50- 750.
A Ing. Víctor Jara por su ayuda para el logro de la simulación.
A los ingenieros Arturo Sierra y Jose “Piti” Ferrer por sus ayudas en la recopilación de los datos necesarios, para que este trabajo se completara.
A todos aquellos que aportaron sus conocimientos para que este trabajo fuera
una realidad
III
RESUMEN
El presente trabajo tiene como objetivo contribuir a demostrar la fiabilidad del
parque eólico Gibara II, se obtuvieron los distintos componentes con el sistema
de prueba en el SIMULINK del MATLAB. Se realizó la simulación del
aerogenerador de velocidad fija, en estado estable interconectado al Sistema
Eléctrico, y se valoraron variantes de generadores presentes en el mercado y
los sistemas de control de potencia. Luego de analizar la operación de los
generadores de inducción, se seleccionó el modelo de 5to orden, por incluir las
características dinámicas de banda ancha, variante más completa para la
representación en estado estable y dinámico de los aerogeneradores
modernos. A través de varios gráficos de comportamiento se mostraron, con
los ajustes correspondientes a los tiempos de cada simulación, cómo se
comportan de manera correcta: voltaje en los terminales, corrientes en estator y
rotor; y torque electromagnético. Además, se evidenció el correcto
funcionamiento del control de potencia basado en la regulación pasiva por
pérdida aerodinámica (Stall Controlled Passive), en las condiciones para las
cuales se realizó la simulación.
IV
TAREAS TÉCNICAS
1. Revisión de la literatura existente sobre la operación de los generadores de
inducción, los modelos que se utilizan para la simulación y las propuestas
de control existentes para estos.
2. Implementación en el Simulink- Matlab para el modelo del generador
seleccionado y su sistema de control.
3. Evaluación de los resultados obtenidos mediante las simulaciones.
V
INTRODUCCION ............................................................................................ 1
CAPÍTULO 1. MARCO TEÓRICO Y REFERENCIAL DE LA INVESTIGACIÓN
........................................................................................................................ 4
1.1. Introducción ........................................................................................... 4
1.2. Generación de energía eoléctrica. Evolución ........................................ 4
1.3. Fuentes de energía eólica ..................................................................... 5
1.4. Componentes de un sistema de generación eólica ............................... 6
1.5. Tipos de generadores utilizados en la industria eólica .......................... 7
1.5.1. Generadores asincrónicos ................................................................. 8
1.5.2. Generadores sincrónicos ................................................................. 14
1.6. Sistema de control............................................................................... 17
1.7. Modelos usados para la simulación de aerogeneradores de inducción
de velocidad fija ............................................................................................ 21
1.8. Características tecnológicas de la generación eólica en Cuba ........... 23
1.8.1. Particularidades del parque eólico Gibara II .................................... 23
1.9. Conclusiones parciales ....................................................................... 24
CAPÍTULO II. IMPLEMENTACIÓN DEL AEROGENERADOR DE
VELOCIDAD FIJA ......................................................................................... 26
2.1 Introducción ............................................................................................ 26
2.2 Sistema eléctrico ..................................................................................... 26
2.3 Modelo de la turbina ................................................................................ 26
2.4 Modelo del tren de potencia .................................................................... 29
2.4.1 Modelo de seis masas ......................................................................... 29
2.4.2 Modelo de tres masas .......................................................................... 30
2.4.3 Modelo de dos masas .......................................................................... 31
2.4.4 Modelo de una masa concentrada ....................................................... 32
2.4.5 Modelo empleado ................................................................................. 33
2.5 Obtención de las ecuaciones que describen el modelo del generador de
inducción ....................................................................................................... 34
2.5.1 Justificación del modelo a utilizar ......................................................... 35
2.6 Obtención del modelo del banco de capacitores .................................... 40
2.7 Implementación de los modelos .............................................................. 40
2.8 Conclusiones parciales ........................................................................... 46
CAPITULO III. APLICACIÓN DE LA METODOLOGÍA Y ANÁLISIS DE
RESULTADOS .............................................................................................. 48
3.1 Introducción ............................................................................................ 48
3.2 Sistema de prueba .................................................................................. 48
3.3 Análisis de resultados ............................................................................. 55
3.4 Conclusiones parciales ........................................................................... 57
CONCLUSIONES GENERALES................................................................... 59
RECOMENDACIONES ................................................................................. 60
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS .............................................................. 61
ANEXO 1 ...................................................................................................... 64
ANEXO 2 ...................................................................................................... 65
ANEXO 3 ..................................................................................................... 66
ANEXO 4 ..................................................................................................... 67
1
INTRODUCCION
La electricidad está presente en el origen de la luz, del calor, del movimiento y
del sonido. La energía eléctrica mueve gran parte de la sociedad en que
vivimos, por lo que su producción y consumo es sinónimo de crecimiento y
bienestar; contexto en el cual su uso no debe permitir que se convierta en un
problema de contaminación y degradación del entorno natural.
Al contrario, el hombre se proyecta hacia el aprovechamiento de la energía
limpia e inagotable presente en la naturaleza, y el empleo de fuentes
energéticas renovables es un indicador del grado de desarrollo de una nación.
Los países con tecnologías más avanzadas, están conscientes de que uno de
los motores del siglo XXI es la fuerza del viento, y precisan que para
aprovecharla al máximo, se necesitan soluciones tecnológicas más avanzadas
y eficaces, como por ejemplo los aerogeneradores.
El análisis de las tendencias actuales de la generación de energía muestra un
profundo debate entre la generación mediante los combustibles convencionales
y las fuentes alternativas o renovables; estas últimas están en un proceso de
despegue, apuntalado por las previsiones del agotamiento de los recursos no
renovables y la aparición de nuevas tecnologías que las hacen más
competitivas, además de la necesidad de reducir la contaminación ambiental
ante el cambio climático.
La utilización de la energía eólica se puede considerar en la actualidad una
alternativa viable. Con un enorme nivel de crecimiento a escala global, se
destacan en su uso, el estado de Texas (Estados Unidos) donde están
ubicados cinco de los mayores parques eólicos del planeta; Dinamarca en
Europa, país muy avanzado en su utilización que cuenta con un porcentaje
elevado de energía generada por esta fuente; y China.[1]
En Cuba, a mediados de 2005, con el propósito de solucionar los problemas
existentes con la generación y distribución de electricidad, comenzó la
Revolución Energética. Dentro los programas se destacan aquellos que
fomentan la generación de electricidad mediante fuentes renovables de
energía, en especial la eólica, como parte de la política de desarrollo sostenible
promovida en el país.
2
Para dar prioridad en la actualidad a la energía eólica se proyecta, para
promover su uso intensivo, la incorporación al sistema eléctrico nacional
cubano (SEN) de una serie de parques eólicos, como una de las fuentes
alternativas de generación. Hoy la potencia instalada asciende a 11,1 MW, la
cual es poco significativa al compararse con otras fuentes de energía
renovables, como la biomasa cañera o la hidroenergía que alcanza los 470 y
64 MW respectivamente, sin embargo las perspectivas de desarrollo son muy
altas [2]
Como parte del proyecto de desarrollo de la Unión Eléctrica, se realiza un
programa de expansión del potencial de generación de energía eólica, muy
ambicioso con el que se espera aumentar la generación en 480 MW, de los
cuales se cuenta con el financiamiento para construir 3 nuevos parques eólico
con una potencia de 153 MW, además de estar convocadas a 19 compañías
extranjeras, a invertir en siete parques, con una capacidad nominal de 327 MW.
De este programa existen instalados hoy, en Cuba, cuatro parques eólicos, de
ellos están interconectados al SEN: Turiguanó, Gibara I y Gibara II, y el otro en
Los Canarreos, al micro sistema de la Isla de la Juventud [2]
En este contexto, para la instalación de los parques eólicos, se demanda de la
modelación y simulación de estos sistemas, en lo fundamental en los de
tecnología avanzada, por la necesidad de estudios para el análisis de la
factibilidad de las futuras inversiones, situación problemática que se define
para esta investigación. A partir de la cual se plantea el problema científico
siguiente: ¿Cómo simular un generador eólico asincrónico para estudiar su
comportamiento?
Se propone como objetivo general: Simular con la utilización del Matlab, el
generador asincrónico que forma parte del parque eólico Gibara II en Cuba
Este parque eólico, ubicado en la provincia Holguín en la zona nororiental de
Cuba, está compuesto por seis Aerogeneradores Goldwind S50/750 (60Hz) de
750 kW cada uno, basados en el modelo RE 48/750, con rotor de 50 m de
diámetro, y generador asíncrono de doble enrollado.
Los objetivos específicos:
1. Describir el comportamiento de los generadores de inducción.
3
2. Analizar la operación de los generadores de inducción, los modelos y las
propuestas de control existentes para estos en la actualidad.
3. Evaluar mediante simulación el comportamiento del generador de inducción.
Estructura del trabajo
Se estableció la organización siguiente: El capítulo 1, presenta la descripción
de las principales características de los generadores eólicos de inducción, los
diferentes modelos existentes en la bibliografía actual sobre este tipo de
aerogeneradores, así como elementos que caracterizan el sistema de control.
En el capítulo 2, se describe la implementación en el Simulink- Matlab, de esta
máquina. El análisis de los resultados obtenidos en las simulaciones, se
presentan en el capítulo 3. Al final del trabajo se muestran las conclusiones y
recomendaciones útiles para los interesados en el tema.
4
CAPÍTULO 1. MARCO TEÓRICO Y REFERENCIAL DE LA INVESTIGACIÓN
1.1. Introducción
El desarrollo acelerado de la generación de electricidad, con la utilización de la
energía eólica ha implicado un incremento de las investigaciones sobre el
tema, orientados en lo fundamental a como lograr generadores eficientes y
sistemas de control más efectivos. Dentro de este marco se inserta el presente
capítulo enfocado en ilustrar algunos de sus avances y aspectos básicos a
tener en cuenta para el estudio del tema.
1.2. Generación de energía eoléctrica. Evolución
Se considera que la primera turbina eólica para generar electricidad fue
construida por Charles F. Brush, uno de los fundadores de la Compañía
Eléctrica Americana, en el año 1887. La turbina poseía un rotor de 17 m de
diámetro y 144 aspas, y estaba construida en madera de cedro; sin
embargo, en contraste con este gran tamaño, solo generaba 12 kW, por lo
ineficiente de su funcionamiento.[3]
También destacado, por sus investigaciones en este tema, estuvo el danés
Poul La Cour, quien además de estudios sobre electrólisis, descubrió que en
turbinas eólicas de giro rápido, con pocas aspas, se produce una mayor
eficiencia en relación a las de giro lento, lo cual representó una mejora respecto
a la construida por Charles F. Brush.
A mediados del siglo XX, más específico entre los años 1942 y 1943, la
compañía danesa F. L. Smidth construyó aerogeneradores de tipo bipala y
tripala. Sin embargo, la generación de corriente alterna, a través de seis
aerogeneradores, se logró en 1956 cuando Johannes Juul, uno de los
discípulos de Poul La Cour, construyó una turbina tripala con orientación
electromecánica y una máquina de inducción; esta funcionó 11 años, sin
mantenimiento. Es importante destacar que fue el creador del freno
aerodinámico de emergencia en punta de pala, el cual, en casos de vientos
muy fuertes, se suelta por la fuerza centrífuga.[3]
En la década del 70, con la crisis del petróleo de 1973, los países comenzaron
a pensar en otras tecnologías para la producción de energía eléctrica. Fue así,
5
como la energía eólica alcanzó mayor reconocimiento, e inició su pujante
desarrollo que continúa hasta hoy. De esta forma, países como Dinamarca,
Alemania, Suecia y Estados Unidos, fijaron su atención en la construcción de
grandes aerogeneradores. Sin embargo, se precisa puntualizar que en un
comienzo, los aerogeneradores construidos eran grandes y caros, e incidía en
un alto costo de la energía, situación que frenaba su desarrollo.
A pesar de estos inconvenientes, el desarrollo del uso de la energía eólica ha
crecido a pasos agigantados y en la actualidad se pueden encontrar
aerogeneradores como el SeaTitan, diseñado por la empresa estadounidense
American SupercondutionCorporation (AMSCSe), se trata del generador eólico
más grande que se conoce hasta la fecha. Tiene un diámetro de rotor de 190
m, y una altura de torre de 125 m, lo que equivaldría a un edificio de más de 40
pisos; con una potencia nominal de 10 MW de su turbina. [4]
A partir de todos estos avances, en la actualidad se considera que la mejor
variante de uso consiste en emplear numerosos aerogeneradores, “Parques o
granjas eólicas”, para generar la energía requerida a un menor costo; por lo
que la generación de energía eólica se proyectan en esta forma.
1.3. Fuentes de energía eólica
Para comenzar el estudio de los aerogeneradores se requiere identificar el
origen de la energía eólica; la cual se genera a partir de los movimientos de las
masas de aire (viento geostrófico) en la tierra, por diferencia de presiones
existentes en distintos lugares del planeta, de alta a baja presión. Esta energía
es tan grande que sería capaz de proporcionar cinco veces más electricidad
que el total consumido en todo el mundo [5]
Para la generación eléctrica a partir de la energía del viento, resulta
interesante el origen de los vientos en zonas específicas del planeta, los
llamados vientos locales, y dentro de estos están: las brisas marinas,
resultado de la diferencia de temperatura entre el mar y la tierra; los
vientos de montaña, que se producen por el calentamiento de las montañas,
fenómeno que afecta la densidad del aire, y hace que el viento suba o baje por
la ladera de la montaña, según el momento horario (noche o de día).
En Cuba están en funcionamiento cuatro parques: Turiguano, Los Canarreos,
Gibara I y Gibara II, los cuales se aprovechan de los vientos locales, en
específico de las brisas marinas. La presente investigación se centra en el
6
parque Gibara II, que se encuentra ubicado al norte de la provincia de Holguín,
zona con un amplio litoral que se beneficia de los vientos Alisios. Los estudios
previos realizados en la zona muestran una velocidad del viento promedio
superior a 6,5 m/s, que se considera idónea para este emplazamiento. [6]
1.4. Componentes de un sistema de generación eólica
Un sistema de generación eólica tiene componentes aerodinámicos, mecánicos
eléctricos y de control que, permiten el aprovechamiento de la energía cinética
del viento para transformarla a energía mecánica, y luego en energía eléctrica
[7]. En la figura 1 se muestran los componentes de un aerogenerador en la
actualidad.
Figura 1. Componentes de un sistema de generación eólica
Algunas de las variantes de generadores, dispositivos electrónicos, sistemas
de control empleados y otros componentes destacados de los aerogeneradores
modernos son resumidas en la tabla 1.
7
Tabla 1. Elementos que conforman el sistema de generación eólica
Aerodinámicos y mecánicos
Eléctricos Sistema de control
Viento sobre las hélices
Generador
de inducción con rotor bobinado
Controlador del ángulo de giro de las hélices
Hélices de inducción con jaula de ardilla
Controlador de giro de la góndola
Góndola de inducción doblemente alimentado
Controlador estático de frecuencia
Torre sincrónico de imanes permanentes
Eje de baja velocidad Dispositivos electrónicos
Arrancador suave
Caja multiplicadora Banco de capacitores
Frenos de emergencia
Convertidor estático de frecuencia
Servomotores Transformador
Sistema de protecciones
Red eléctrica
1.5. Tipos de generadores utilizados en la industria eólica
El epígrafe que se presenta a continuación hace especial énfasis en los
generadores de inducción, los cuales son el centro de este trabajo. [8] Realiza
un recorrido sobre las distintas tecnologías de los generadores empleados en
las turbinas eólicas.
Los generadores son uno de los elementos principales y constituyen la base
para definir las dimensiones de los restantes elementos del sistema. La
elección para usar generadores de corriente alterna, se realiza teniendo en
cuenta su peso; en este caso el uso de generadores de corriente directa
implicaría elevados pesos, lo que tendría como consecuencia dimensiones
excesivas de la góndola. Otra de las ventajas que poseen los generadores de
corriente alterna, frente a sus homólogos de corriente directa, son los costos de
mantenimiento y su disponibilidad en el mercado.
A grandes rasgos, los generadores sincrónicos se caracterizan por la
necesidad de mantener la velocidad del rotor constante, para poder generar a
potencia constante. Estos producen esfuerzos mecánicos importantes, sobre el
sistema de trasmisión y oscilaciones en la potencia mecánica. Por ello, es
necesario el uso de un convertidor de electrónica de potencia para conectar el
generador a la red para eliminar estas consecuencias.
Por otro lado, los generadores asincrónicos, permiten pequeñas variaciones en
la velocidad sin necesidad de variar la frecuencia, esto permite el
8
aprovechamiento de la energía cinética disponible en pequeñas rachas de
viento.
1.5.1. Generadores asincrónicos
Los generadores asincrónicos, tienen como principal ventaja, que pueden
mantener la frecuencia constante en sus bornes, con pequeñas variaciones en
la velocidad de giro. Por otro lado estas máquinas tienen la necesidad de
consumir energía reactiva, hecho por el cual, se requiere de compensación de
potencia reactiva.
Figura 2. Rendimiento (Ƞ), factor de potencia (cos ɸ) y evolución de reactivo
(Q) según la carga Fuente: Gonzalo Casaravilla, (2010)
Esta ilustración de la figura 2, se realiza en función de la potencia activa
generada. Las posibles alternativas de solución para compensar la caída de
esta son: la colocación de un banco de capacitores de pasos variables o un
control de reactivo mediante un compensador estático, compuesto por tiristores
o filtros activos con tiristores tipo IGBT, lo cual implica un costo adicional.
Otro factor a tener en cuenta en los generadores asincrónicos es la conexión a
la red. Este proceso que implica picos de corriente elevados, los cuales podrían
disparar las protecciones. Para mitigar este efecto se emplea en algunas
configuraciones un arrancador suave para el arranque de estas máquinas; se
9
tiene como precaución desconectar los capacitores durante el arranque, debido
al alto contenido de armónicos que producirían.
Otra desventaja de los generadores asincrónicos, es la necesidad del uso de
una caja multiplicadora, la cual introduce pérdidas mecánicas en el
aerogenerador, así como encarecimiento del mantenimiento y de la estructura;
además de una mayor contaminación acústica.
Aerogeneradores de velocidad fija
El aerogenerador de velocidad fija, se utiliza conectado de forma directa a la
red, como muestra la Figura 3. Esquema de un aerogenerador de velocidad
fija.
Figura 3. Esquema de un aerogenerador de velocidad fija
Respecto a la figura 3, como se hizo referencia, estos generadores producen
energía eléctrica a frecuencia constante impuesta por la red, por lo que se
admiten pequeñas variaciones de velocidad del rotor generalmente menores
2%, asociados al deslizamiento eléctrico de la máquina.
Las principales desventajas que presenta esta configuración está en los
esfuerzos dinámicos de la caja de trasmisión ante ráfagas de viento, presentan
un control lento sobre la potencia suministrada a la red, necesitan bancos de
capacitores para corregir el factor de potencia y la necesidad de un arrancador
para minimizar los picos transitorios de corriente durante el proceso de
energización. En compensación, presentan gran ventaja en costo y fiabilidad.
Además no necesitan dispositivos de sincronización. [8]
Aerogeneradores de velocidad variable
10
La elección de la configuración de aerogeneradores de velocidad variable es la
más difundida en la actualidad, debido a las fluctuaciones de potencia activa y
reactiva en los sistemas de velocidad fija, hecho que corresponde a la
variabilidad del viento. Esta tecnología permite un mayor aprovechamiento del
recurso eólico, al mantener el aerogenerador en el punto óptimo de
funcionamiento, para distintas velocidades de viento. Esta estrategia de control
es conocida como Maximun Power Tacking, la cual es posible por los avances
de la electrónica de potencia y los microcontroladores. Otras de las ventajas de
esta configuración es la reducción de las cargas del sistema mecánico, y del
ruido acústico; por la operación a bajas velocidades es posible en condiciones
de baja potencia.
- Generador de inducción con rotor bobinado, que presenta control de
deslizamiento mediante resistencia rotórica.
La configuración de la figura 4, consta de un control sobre el deslizamiento de
la máquina de inducción de rotor bobinado, el cual se logra con el cambio de la
resistencia, vista por el rotor de la máquina.
Figura 4. Esquema de aerogenerador con control de deslizamiento mediante
resistencia acoplada al rotor
11
El objetivo principal de esta configuración es mantener constante la potencia
activa a la salida del aerogenerador. Para lograrlo ante ráfagas de viento se
cambia la resistencia vista desde el rotor, de manera que exceso de potencia
se disipe en la resistencia del rotor; lo que hace que esta configuración no sea
la más eficiente. Este tipo de control permite operar al generador hasta un 10%
por encima de la velocidad nominal, así como también obtener un bajo factor
de potencia [7]. Se aprecia en la figura 5 que la variación de la resistencia del
rotor se puede variar de forma mecánica (mediante un reóstato o
cortocircuitando resistencias), o a través de un puente rectificador y un chopper
(regulador).
Figura 5. Variación de la resistencia del rotor mediante un chopper (regulador).
- Control de deslizamiento con recuperación de energía.
Este sistema se presenta en la figura 6. Es importante señalar que en la
actualidad está en desuso, y es conocido como el método de Sherbius estático.
12
Figura 6. Configuración de control de deslizamiento con recuperación de
energía
La eficiencia es mayor debido a que en lugar de disipar la energía en las
resistencias del rotor se inyecta en la red, obteniéndose una mayor potencia
eléctrica generada. Este método presenta como limitante que no puede generar
con velocidades inferiores a la de sincronismo, lo que reduce el poder
aprovechar el recurso a bajas velocidades de viento.
- Generador de inducción asincrónico doblemente alimentado (DFIG)
Figura 7. Esquema de aerogenerador doblemente alimentado (DFIG)
Como se muestra en la figura 7 el aerogenerador de tipo DFIG consta de un
generador de inducción de rotor bobinado con doble alimentación que se
13
conecta a un convertidor de frecuencia electrónico, el cual cumple el papel de
intermediario entre la máquina y la red. Esta configuración permite la
generación a tensión y frecuencia constante para un rango de ±30% (según la
capacidad de los convertidores), entorno a la capacidad de sincronismo y
además no necesita de algún arrancador o compensación de potencia reactiva
ya que el convertidor desempeña este trabajo [9]
Esta configuración muchas veces consta de un convertidor de frecuencia
compuesto por dos convertidores AC/DC reversibles. El control que implementa
esta configuración consiste en regular el par electromagnético y el factor de
potencia del generador en un amplio rango de velocidades, tanto para
velocidades subsincrónicas como supersincrónicas. Los convertidores se
encargan de conectar el rotor del generador a la red para regular el flujo de
potencia activa y reactiva intercambiada entre la máquina y la red, así como
mantener la tensión en el bus de continua constante.
Puede decirse que esta configuración realiza un control de la energía inyectada
la red, similar a la que se realiza por una máquina sincrónica, a diferencia que
en este caso se admite variaciones de la velocidad de giro de las máquinas. Se
debe precisar que los convertidores que se conectan a ella y a la red, deben
tener entre un 20 y 30% de la potencia nominal de la máquina, lo que reduce
los costos en comparación con una máquina sincrónica y velocidad variable.
Estas características hacen este modelo el más difundido, pues permite el
máximo aprovechamiento del recurso eólico, junto con la minimización del
efecto producido por las variaciones de la velocidad del viento.
- Generador de inducción asincrónico de jaula de ardilla.
Figura 8. Esquema de aerogenerador de velocidad variable con un generador
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La figura 8, muestra el sistema constituido por una máquina de inducción de
rotor de jaula de ardilla, conectado a través de un convertidor electrónico a la
red.
La configuración presenta como ventajas su robustez, flexibilidad y bajo costo
de la máquina frente a una de rotor bobinado. El tamaño del convertidor debe
ser de una potencia nominal del generador para lograr el funcionamiento
correcto de la máquina lo que encarece de sobremanera el sistema. Cabe
destacar el convertidor solo se conecta en la zona de velocidad variable, por lo
tanto para velocidades elevadas se desconecta, dejando a la máquina en
conexión directa a la red, operando como un generador de velocidad fija.
1.5.2. Generadores sincrónicos
La principal característica que distingue a los generadores sincrónicos es la
relación que existe entre la velocidad de giro y la frecuencia de las tensiones
generadas, la cual condiciona que la velocidad del rotor debe ser constante e
igual a la sincrónica. Para solucionar este problema los generadores no se
deben conectar de forma directa a la red, sino que utiliza un convertidor
electrónico intermedio. [7]
- Generador de inducción de rotor bobinado.
Las diferentes variantes que existen, respecto a la excitación de los
generadores sincrónicos de rotor bobinado
Figura 9. Tipos de excitación generador que emplean los generadores
sincrónicos de rotor bobinado.
15
Como se aprecia en la figura 9, influyen de forma directa en los costos de las
máquinas y de su mantenimiento.
Esos generadores se caracterizan, por la necesidad de alimentar el devanado
del inductor con una tensión continúa. Los cuales se denominan excitación
propia y autoexcitación sin escobillas.
En la actualidad la excitación propia se encuentra en desuso[8], debido a que
implica la necesidad de un generador de corriente directa que alimente al
devanado de inductor, lo cual incrementa de manera notoria los costos de
mantenimiento, explotación y financieros, ya que se debe dejar fuera de
servicio mientras se realiza el mantenimiento de este generador adicional. Por
su parte la variante de la autoexcitación, excitación sin escobilla o brushless,
consiste en alimentar el devanado del inductor mediante un puente rectificador,
presenta la ventaja de ser un equipo de mayor fiabilidad, que el del generador
de corriente directa, utilizado en sistema de excitación propia. Se debe aclarar
que el equipo de autoexcitación depende de una fuente independiente de
corriente directa, para el arranque de este tipo de generador. Los tipos de
excitación mencionados presentan también como desventaja, la utilización de
anillos rozantes, los cuales requieren un mantenimiento frecuente.
El otro tipo de excitación utilizado consta de una excitatriz principal, la cual es
un generador de estructura invertida caracterizado por polos inductores en el
estator e inducidos en el rotor. El inducido (las bobinas del rotor) se conecta a
un rectificador, y este a su vez, de forma directa al devanado de excitación del
generador. La excitatriz se puede alimentar por dos variantes: directamente a la
salida del propio generador o por medio de una excitatriz piloto.
Este tipo de configuración presenta como gran ventaja que se le puede eliminar
la caja multiplicadora de velocidad. En caso de no tener el generador debe
disponer de un gran número de polos, lo que implica un mayor peso y costo. Se
debe señalar como una desventaja las pérdidas que existen dentro del circuito
de excitatriz.
- Generador de imanes permanentes.
Este tipo de configuración, es considerada actualmente como una variante
atractiva para la generación de energía eólica[8], motivado por el importante
desarrollo en la última década de las aleaciones de alto magnetismo
remanente. El uso de imanes permanentes tiene como grandes ventajas la
16
eliminación de los anillos rozantes y las pérdidas en el devanado del rotor,
motivo por el cual no es necesario refrigerar estos devanados.
Otra ventaja de estas máquinas es la disminución significativa en el tamaño de
las mismas, lo que permite construirlas con un mayor número de polos, a su
vez, esto implica que no es necesario el uso de una caja multiplicadora de
velocidad, lo que se traduce en menor contaminación acústica, menor
mantenimiento del sistema mecánico y menores pérdidas mecánicas.
A pesar de estas ventajas, existen algunos lastres que frenan el desarrollo de
este tipo de tecnología, entre ellos se deben destacar: su alto costo, la
desmagnetización de los imanes permanentes al ser expuestos a altas
temperaturas y la dificultad de la manipulación debido a su tamaño.
Dentro de las máquinas sincrónicas de imanes permanentes se pueden
clasificar según el diseño del rotor y la utilización de los imanes permanentes
en: generadores de flujo radial, de flujo axial o transversal.
- Algunas de las configuraciones de aerogeneradores sincrónicos.
Algunas de las topologías son mostradas a continuación: en la figura 10.
Generador sincrónico excitado mediante un pequeño convertidor con caja
multiplicadora y otro convertidor para toda la potencia del generador, figura 11.
Generador sincrónico múltiplos excitado mediante un convertidor de potencia
parcial, sin caja multiplicadora y con otro convertidor para toda la potencia del
generador, y figura 12. Generador sincrónico múltiplos de imanes permanentes
sin caja multiplicadora y con convertidor para toda la potencia del
generador
Figura 10. Generador sincrónico
17
Figura 11. Generador sincrónico múltiplos
Figura 12. Generador sincrónico múltiplos de imanes permanentes.
1.6. Sistema de control
- Mecanismo de orientación (Yaw Control)
Para que este mecanismo funcione, se hace girar el rotor de la turbina para
enfrentar el viento, con el objetivo de evitar un error de orientación, que se
produce cuando el rotor no está ubicado perpendicular al viento. Si esta
condición se mantuviese, la turbina eólica estaría operando con una carga de
fatiga superior a la del diseño, lo que podría tener graves consecuencias en el
aerogenerador.
Para activar el mecanismo de orientación, se necesita un controlador
electrónico, el cual vigila la posición de la veleta de la turbina varias veces por
segundo. También se debe destacar que los aerogeneradores tienen un
contador de la torsión de los cables, para determinar cuán torsionados están en
cada momento, de encontrarse demasiado doblados, un interruptor se
accionaría [3].
18
- Regulación de ángulo de paso (Pitch Control)
Esta variante depende de un controlador electrónico que, mide varias veces por
segundo la potencia generada, así en el momento en que sea demasiado
grande, el controlador envía una orden para cambiar el ángulo de paso. Se
diferencian dos estrategias de control de potencia, según la potencia generada
esté por encima, o por debajo del régimen de funcionamiento nominal:
Cuando sopla una ráfaga de viento, se supera la potencia nominal; las
señales del mecanismo de control, hacen que el deslizamiento aumente, lo
cual permite que el rotor gire un poco más rápido, hasta que el mecanismo
de cambio de paso de las palas, pueda hacer frente a la situación, las
orienta, y pasa a capturar menos potencia del viento; una vez que el
mecanismo de cambio de paso ha hecho su trabajo, el deslizamiento
disminuye de nuevo.
En el caso de que el viento caiga de repente, el mecanismo aplicado es el
inverso. El control comprueba varias veces por segundo, la potencia
generada, al igual que en el caso anterior, y como interesa capturar la
máxima energía posible del viento, el control modifica el ángulo de paso al
óptimo.
Este tipo de control de la potencia (control del par torsor, para evitar
sobrecargas en la caja multiplicadora y en el generador) es un proceso
mecánico, lo que implica que el tiempo de reacción del mecanismo de cambio
del ángulo de paso viene a ser un factor crítico en el diseño de la turbina [10].
Figura 13. Curva de potencia para la máquina regulada por Pitch Control
19
Precisamente la figura 13, muestra el comportamiento de la potencia generada,
ante el aumento de la velocidad del viento para máquinas reguladas, a través
del Pitch Control.
- Regulación pasiva por pérdida aerodinámica (Stall Controlled
Passive)
Este sistema se diferencia de los dos anteriores en el uso de hélices donde no
existen partes móviles, motores auxiliares, ni tampoco un gran sistema de
control lo cual constituye su gran ventaja, debido a la reducción en los costos.
El modo de funcionamiento es a través de un diseño aerodinámico del perfil de
la pala donde el ángulo de incidencia del viento es mayor en la base de la pala
(unida al cubo) que en la punta (donde se desvía del tubo de corriente); la pala
está torsionada con el fin de que el ángulo de ataque sea el óptimo en toda
ella, lo que provoca de forma gradual y a velocidades del viento altas la pérdida
de sustentación a lo largo de la misma, lo que evita que haya una fuerza
elevada que actúe sobre el rotor [11].
Como sus principales desventajas se encuentran que presenta un diseño
aerodinámico muy complejo y las complicaciones que se derivan de las
vibraciones provocadas por la pérdida de sustentación.
Figura 14. Curva de potencia para la máquina regulada por Stall Controlled
Passive
20
La figura 14, muestra la relación entre la potencia generada, y el aumento de la
velocidad del viento, para máquinas reguladas a través del Stall Controlled
Passive.
- Regulación activa por pérdida aerodinámica (Stall Controlled Active)
Este método es una combinación de los dos anteriores, del primera tiene la
parte de poder cambiar el ángulo de paso, aunque en un rango mucho menor,
ya que no supera los 10º; la principal diferencia radica en el momento que el
generador tenga sobrecarga, las palas de la turbina se orientan en sentido
contrario al que lo harían las reguladas por cambio del ángulo de paso, es
decir, se aumenta el ángulo de paso de las palas, para que se produzca antes
la pérdida de sustentación, con el fin de consumir el exceso de energía del
viento generando turbulencias (vientos mayores a 18 m/s) [11].
Figura 15. Curva de potencia para la máquina regulada por Stall Controlled
Active
La influencia del aumento de la velocidad del viento, en la potencia generada
para maquinas reguladas a través del Stall Controlled Active, se representa en
la figura 15.
La principal ventaja de la regulación activa por pérdida aerodinámica, es que la
producción de potencia, se controla con más exactitud que con la regulación
pasiva y, además, la máquina puede funcionar casi a potencia nominal, para un
amplio rango de velocidades del viento (en el caso de un aerogenerador con
regulación pasiva por pérdida aerodinámica, a altas velocidades del viento se
21
produce una caída en la producción de energía eléctrica, ya que las palas
tienen una pérdida de sustentación mayor).
La decisión para elegir el tipo de regulación a emplear tiene que ver en lo
fundamental con un tema económico, para definir si vale la pena pagar tanto
por tener un sistema más complejo.[3]
1.7. Modelos usados para la simulación de aerogeneradores de
inducción de velocidad fija
En este epígrafe realiza un recorrido por los distintos modelos que describen el
comportamiento de un aerogenerador de inducción que se emplean en la
actualidad [9]. Los empleados en la elaboración de este trabajo serán descritos
en el Capítulo II.
- Modelo de la dinámica del viento
La aproximación para el modelo de viento puede ser desarrollada a partir de
mediciones, esto representa una ventaja debido a que son usadas velocidades
reales para simular el desempeño de la máquina. La desventaja es que
únicamente la secuencia de medidas dentro del intervalo de valores de
velocidad del viento sea simulada.
Una aproximación usada por la literatura especializada en el tema es generar
series de vientos con características que pueden ser elegidos por el usuario.
Esta se define a través de las variables:
Valor promedio del viento: media matemática de la velocidad del viento
registrada durante un período de tiempo determinado.
Componente de rampa: es lo empleado para representar los cambios
continuos en la velocidad del viento dentro de la simulación.
Componente de ráfaga: es inducida por variaciones rápidas y la
velocidad del viento con cierta variación entre los picos y la parte estable
de la curva, es decir, una variación temporal en la velocidad del viento
Componente de turbulencia: es la función que involucra un
comportamiento muy aleatorio de la velocidad del viento. Básicamente la
componente de turbulencia está caracterizada por la densidad del
espectro de potencia.
- Modelo de la turbina del viento
Este modelo está descrito por las relaciones que existen entre la potencia total
del viento, y la potencia mecánica de la turbina. De manera general el modelo
22
tiene como variables de entrada la velocidad del viento, la velocidad angular de
la turbina y el ángulo de paso de las aspas. Entrega como variable de salida el
par mecánico que es aplicado a la flecha de velocidad fija perteneciente al
sistema mecánico. Se describe su utilización en el epígrafe 2.3
- Modelo del sistema mecánico del generador
El sistema está compuesto por la turbina de viento, la flecha de velocidad baja,
la caja multiplicadora, la flecha de velocidad alta y el rotor del generador
eléctrico. Este modelo, que será detallado en el epígrafe 2.4, puede ser
simulado de cuatro formas diferentes:
Modelo de tren mecánico de seis masas.
Modelo de tren mecánico de tres masas.
Modelo de tren mecánico de dos masas.
Modelo de tren mecánico de una masa o concentrado.
- Modelo del generador de inducción
Este contiene un conjunto de ecuaciones diferenciales no lineales en el que la
no linealidad se debe a las funciones trigonométricas contenidas en las
matrices de inductancias mutuas entre estator y rotor, debido a que el ángulo
del rotor es función del tiempo. Por esta razón el modelo se simplifica usando el
marco de referencia dq que gira a la velocidad del campo magnético del
estator. La convención utilizada es el eje directo (d) esté adelantado al eje (q)
en cuadratura, o sea 90 grados, y ambos giren en dirección contraria a las
manecillas del reloj. Este proceso será detallado en el epígrafe 2.5
- Modelo de los componentes electrónicos del generador
El arrancador es un componente usado en los aerogeneradores de velocidad
fija, solo durante su conexión a la red. Su función es reducir la corriente de
arranque la cual puede elevarse de siete a ocho veces la corriente nominal y
con ello amplificar los transitorios del par en el sistema del tren mecánico. Este
elemento contiene dos tiristores como dispositivos de conmutación, los cuales
son conectados en antiparalelo en cada fase, y la conexión suave del
generador a la red se logra por el ajuste del ángulo de disparo de los tiristores.
- Modelo de control de velocidad del aerogenerador
El control de velocidad para turbinas de velocidad fija es activado solo, durante
velocidades de viento altas, debido a que en estas circunstancias, la velocidad
del rotor no puede ser controlada por el incremento del par electromagnético.
23
Para prevenir sobrecargas y daños mecánicos provocados por velocidades
altas, el ángulo de inclinación de las aspas se incrementa para reducir el
coeficiente de potencia. Este cambio se realiza lentamente de cinco a 10
grados por segundo.
1.8. Características tecnológicas de la generación eólica en Cuba
En la actualidad están en funcionamiento cuatro parques eólicos en Cuba, que
representan el 0,1% del total de la generación de energía del país, y se prevé
que para el 2024 alcance el 6% [2], en Turiguanó, ubicado al norte de la
provincia de Ciego de Ávila, se cuenta con dos aerogeneradores instalados por
la empresa catalana ECOTECNIA SCCL que generan 0,45 MW; Los Canarreos
en Isla de la Juventud, de tecnología francesa Vergnet, con seis equipos que
producen 1,65 MW; el Gibara-I que tiene instalados seis equipos de tecnología
española GAMESA que generan 5,1 MW, y el Gibara II, al norte de Holguín,
que se analizará en el epígrafe siguiente.
Uno de los rasgos que distinguen la generación eólica en Cuba, es las
características del viento, que no son tan extremas, como en la mayoría de las
zonas con parques eólicos, como por ejemplo el parque La Venta, en México o
en la Patagonia, donde los aerogeneradores pueden pasar más de 30-50% del
tiempo anual funcionando a potencia nominal, implica una mayor solicitud de
los sistemas de limitación, y control de potencia de las máquinas, así como
sobrecargas estructurales. Por estas características, se produce una buena
entrega de energía eólica a la red, con bajos costos de operación y
mantenimiento [5].
Otro rasgo destacado es que los aerogeneradores en Cuba, son de Clase A,
clasificación en función de las velocidades de vientos máximos que pueden
soportar, con capacidad para soportar huracanes de quinta categoría,
requerimiento que demanda el país, por la exposición frecuente a esta tipo de
fenómenos.
1.8.1. Particularidades del parque eólico Gibara II
El parque eólico Gibara II, está compuesto por seis aerogeneradores
GOLDWIND S50/750, fabricados en China bajo licencia de la compañía
REpower de Alemania, y basados en su modelo RE 48/750, con rotor de 50 m
de diámetro y generador asíncrono de doble enrollado, certificado por
Germanischer Lloyd como Clase I-a [12]. En esencia, la tecnología a utilizar
24
estará provista de: generador asincrónico con caja multiplicadora y sistema de
control por pérdidas de sustentación, basada en el principio de convertir la
energía cinética del viento en energía eléctrica.[12]
El aerogenerador GOLDWIND S50/750, es una máquina tripala de eje
horizontal con potencia nominal unitaria de 750 kW, con diámetro de rotor
extendido a 50 m, de Clase II-a según IEC 61400-1 Edición 2, 1999, rotor a
barlovento (viento arriba) y orientación activa, de velocidad de rotación fija, con
paso fijo de palas, regulación de potencia “Stall” o por pérdida de sustentación
aerodinámica, con generador asíncrono jaula de ardilla de un solo enrollado
conectado a la red a través de un transformador. Estos aerogeneradores son
capaces de soportar una velocidad extrema de 59,5 m/s (214 km/h), que se
define como la racha máxima con duración de 3 segundos, estimada para la
altura del buje y con recurrencia de 50 años.
1.9. Conclusiones parciales
1. A través de una breve síntesis, se mostró la evolución de la generación de
energía eléctrica, a través de aerogeneradores desde el primero construido
en 1887, hasta los parques eólicos, la variante que se emplea en la
actualidad. Se identificaron las características del viento, en el mundo, y en
el parque eólico Gibara II, objeto de este estudio.
2. Se presentaron los componentes fundamentales de los aerogeneradores, y
en detalle los tipos de generadores que se emplean en la actualidad, en
especial los de inducción que constituyen el centro de esta investigación; y
en este contexto los argumentos valorados permitieron concluir que los
generadores de inducción doblemente alimentados (DFIG) y los sincrónicos
de imanes permanentes constituyen el futuro de la generación eólica a nivel
mundial, por las posibilidades que brinda en la operación para un rango de
velocidades del viento y su mayor eficiencia.
3. A través del análisis de los sistemas de control de potencia que se emplean
en la actualidad, se destacan las ventajas y desventajas del Stall Controlled
Passive.
25
4. Para analizar el comportamiento de los aerogeneradores de velocidad fija,
se mostraron algunos de los modelos utilizados, y se hizo un resumen de
las características de la generación eólica en Cuba y en particular del
parque eólico Gibara II.
26
CAPÍTULO II. IMPLEMENTACIÓN DEL AEROGENERADOR DE VELOCIDAD
FIJA
2.1 Introducción
En el presente estudio se implementan los modelos matemáticos para los
componentes aerodinámicos, mecánicos y eléctricos del aerogenerador con
generador de inducción de velocidad fija, a partir del conocimiento disponible
de este tipo de aerogenerador que se encuentra instalado en el parque eólico
Gibara II. Estos modelos son incorporados en un programa realizado en el
paquete computacional Matlab, para analizar el comportamiento en estado
estable.
2.2 Sistema eléctrico
En la figura 16, se muestra la implementación de la red a la que se conecta el
parque eólico.
Figura 16. Conexión de los aerogeneradores a la red
2.3 Modelo de la turbina
El diseño de la turbina, tiene una influencia significativa en la cantidad de
energía que es captada del viento. El diseño debe considerar los medios de
limitar la potencia y la velocidad de rotación para mantenerlo dentro de los
27
márgenes de operación, en este caso se emplea el método del Stall Controlled
Passive [13].
La teoría del disco regulador, mostrada en la figura 17, facilita una explicación
sencilla para el proceso de extracción de energía cinética del viento basada en
el balance de energía y la ecuación de Bernoulli. El disco actuador, también
conocido como disco poroso, provoca una diferencia de presión entre ambos
lados del disco.
Figura 17. Esquema del flujo de aire a través del disco actuador
La potencia basada en la energía cinética presente en el viento (Pv) viene
dada por la expresión 2.1.
En la práctica no es posible aprovechar la totalidad de la potencia del viento
(PWT). La potencia aprovechada en la turbina, se calcula según expresión 2.2:
Donde los subíndices 1 y 2 indican la posición respecto a las palas, véase
anexo 1, del aerogenerador de las variables área de barrido ( ) y velocidad
del viento ( )
(2.2)
(2.1)
28
La relación entre la potencia presente en el viento y la potencia aprovechada
por la turbina se conoce como coeficiente de potencia , cuyo límite teórico
establecido por Betz se sitúa en . La potencia aprovechada
por la turbina PWT, se define en la expresión 2.3.
Donde la potencia extraída por la turbina, está en función de la potencia del
viento que a su vez depende del viento ( ), el área de barrido de la turbina
(A), la densidad del aire (ρ) y además limitada por el coeficiente de potencia
(Cp) [14].
El coeficiente de potencia con frecuencia está en función de la relación entre la
velocidad lineal de las puntas de las pala y la velocidad del viento ,
el ángulo de paso entre las palas y unos coeficientes determinados para cada
tipo de palas (expresión 2.4, 2.5 y 2.6).
Tabla 2. Coeficientes de cálculo del coeficiente de potencia para diferentes
tipos de pala
(2.5)
(2.6)
(2.3)
(2.4)
29
En la tabla 2, aparecen los coeficientes número 3, 4, 5 y 8, iguales a 0, por lo
cual si se substituyen estos en la expresión (2.5) y (2.6), se elimina la influencia
del ángulo de pitch [13]. Para la simulación del sistema se toman los valores
correspondientes a la velocidad fija, ya que es este el tipo de turbina a simular.
El torque desarrollado se calcula por la expresión 2.7.
Donde es la potencia generada por la turbina y la velocidad angular
de la turbina, que para el Modelo S50-750, por ser de paso fijo, no es capaz de
variar su ángulo de inclinación en función de la velocidad del viento.
Todo lo anterior se ve reflejado en la curva de potencia en función del viento
que brinda el fabricante, véase anexo 2.
2.4 Modelo del tren de potencia
Este epígrafe está dedicado a explicar los distintos modelos que se emplean
para simular el tren de potencia [15]. Estos deben ser capaces de representar a
las posibles oscilaciones torsionales en el eje de baja velocidad. Además se
hace una justificación de la variante escogida.
2.4.1 Modelo de seis masas
El modelo básico aparece en la Figura 188.
Figura 198. Modelo de seis masas
(2.7)
30
Un tren mecánico de seis masas, está representado en la figura 18, se muestra
que este modelo tiene seis inercias:
- inercia de cada una de las aspas ( , ),
- inercia del eje ( ),
- inercia de la caja de engranajes ( ),
- inercia del generador .
- Las posiciones angulares de las palas, eje, caja de engranes y del
generador
- En él se corresponden a las velocidades
angulares de las aspas ( ), eje ( ), caja de engranes ( ) y
del generador ( ).
- La rigidez entre masas adyacentes, está representada por las
constantes de rigidez
- El amortiguamiento propio de cada elemento se simboliza con
- De igual forma el amortiguamiento mutuo entre las masas adyacentes,
está expresado por
El modelo del sistema necesita como entradas del par generador y los
tres pares aerodinámicos individuales que actúan en cada pala ( , ).
Además en este modelo se asume que los pares aerodinámicos que actúan en
el eje y en la caja de engranes tienen valor cero.
2.4.2 Modelo de tres masas
El modelo básico del tren mecánico de tres masas se presente en la Figura19.
Modelo de tres masas. (Donde T_WT es el torque de la turbina). La inercia de
la turbina puede ser calculada al combinar el peso de las tres aspas con el eje.
Además, el amortiguamiento mutuo y constante de rigidez entre el eje y las
aspas no se considera, en lugar de ello se asume por simplicidad que las tres
aspas de la turbina tienen un peso uniforme y distribuido, es decir, el par de la
turbina es la suma de cada par, que actúa sobre cada aspa [9].
31
Figura19. Modelo de tres masas. (Donde T_WT es el torque de la turbina)
Cuando el sistema torsional está conectado por un conjunto de engranes, como
es el caso del modelo de la figura 18, la inercia de los discos no operan a la
misma velocidad angular dentro del sistema. En este caso el sistema real
necesita corregir la diferencia de velocidad de las diferentes partes que lo
componen, Figura 200. Modelo de tres masas referido al lado generador.
(Donde T_WT es el torque de la turbina).
Figura 200. Modelo de tres masas referido al lado generador. (Donde T_WT es
el torque de la turbina)
Es decir, las inercias y las constantes de rigidez, y el amortiguamiento son
reducidas a tres: las de la turbina, la caja de engranes y el generador, tal como
se muestra en la figura 19.
2.4.3 Modelo de dos masas
El sistema de tres masas, puede convertirse en un sistema de dos masas al
sumar la masa del disco de la caja de engranes, con la del generador o con la
32
turbina (dependiendo de la comparación de los valores de rigidez), y además
de conectar los dos discos resultantes con la rigidez de la flecha equivalente.
La rigidez de la flecha equivalente del sistema de dos masas , puede ser
determinada del paralelo de las dos constantes de rigidez.
En la Figura 211. Modelo de dos masas y .
Figura 211. Modelo de dos masas
Se representan en la figura 20, los momentos de inercia de las masas
equivalentes de la turbina, y del generador respectivamente. Si el coeficiente
de rigidez del lado de velocidad baja, es menor que la del lado de alta, la
inercia de la caja de engranes y el generador se pueden sumar, y viceversa [9].
En consecuencia los amortiguamientos propios del generador, y de la caja de
engranes se suman, el amortiguamiento mutuo entre ambos elementos se
desprecian en este modelo.
2.4.4 Modelo de una masa concentrada
En la Figura 222. Modelo de una masa concentrada, se presenta un modelo
equivalente de una masa concentrada.
Figura 222. Modelo de una masa concentrada
33
En el modelo de una masa o modelo concentrado todos los componentes de
los distintos tipos de trenes mecánicos se concentran y trabajan como una sola
masa de rotación. Además se desprecian las constantes de rigidez y de
amortiguamiento, ver figura 21.
2.4.5 Modelo empleado
El modelo que se decide utilizar es el de dos masas, compuesto por el
generador con la caja de engranes, véase anexo 3, y el buje con las palas
(turbina) respectivamente, la selección se define por:
- Predice con un alto nivel de exactitud, las oscilaciones de voltaje, corriente
de la máquina, potencias activas y reactivas, así como la velocidad de la
turbina.
- Permite un análisis más amplio del comportamiento de las partes
mecánicas que interactúan con la red eléctrica.
Una vez definido el sistema de masas a emplear, solo queda definir las
ecuaciones que lo describen, refiriéndolas al lado del generador por la razón de
multiplicación de la caja de velocidad:
Primero se calcula el valor del momento de inercia de la turbina , el
coeficiente de rigidez equivalente y la velocidad angular del generador a
través de las ecuaciones 2.8, 2.9 y 2.10
Luego se define el valor de velocidad angular de la turbina apoyados en la
ecuación 2.11
Para al final llegar a la expresión del torque de la turbina mediante la ecuación
2.12:
(2.8)
(2.9)
(2.10)
(2.11)
(2.12)
34
2.5 Obtención de las ecuaciones que describen el modelo del
generador de inducción
El generador que se implementará es de inducción jaula de ardilla, véase
anexo 4, con un diseño muy sencillo y robusto, muy similar al generador de
inducción doblemente alimentado (DFIG), la diferencia que presenta al
momento de la simulación es que en este tipo de generador son
nulas en las ecuaciones que se desprenden de la matriz (2.29) epígrafe 2.5.1,
mientras que tomará el valor que el sistema de control imponga para el caso de
un generador de inducción doblemente alimentado (DFIG) [16]. Teniendo esto
en consideración, se definen las ecuaciones y se hacen nulas .
Antes de comenzar con este epígrafe se propone hacer una lista de las
variables utilizadas:
, Voltaje por fases
Voltajes de eje
Flujo de estator y rotor de ejes d y q referidos al marco sincrónico
Voltajes del estator de ejes d-q referidos al marco sincrónico
, Voltajes del rotor de ejes d-q 0 referidos al marco sincrónico
Resistencia de estator y rotor
, Velocidad sincrónica a la que gira el eje d – q y la del rotor
Posición angular del marco sincrónico
Flujo mutuo entre estator y rotor de ejes d - q referido al marco sincrónico
, Corrientes de eje
Corriente de estator y rotor de ejes d - q referido al marco sincrónico
Inductancia de estator, rotor y la mutua entre ambos
Inductancia de dispersión en estator y rotor
35
2.5.1 Justificación del modelo a utilizar
El modelo de 1er orden, no toma en consideración a los transitorios que tienen
lugar en el estator y el rotor.
El de 3er orden, solo tiene en cuenta los transitorios asociados al estator
El modelo de 5to orden toma en cuenta los transitorios tanto del rotor como del
estator, incluye además las características dinámicas de banda ancha, y por
tanto es de obligado uso, para el estudio del comportamiento de la interacción
entre la máquina, y el sistema de potencia en régimen estático y dinámico[17].
Existen en la actualidad diversos estudios que realizan una descripción
detallada de las transformaciones matemáticas aplicadas a las máquinas
eléctricas y sistemas eléctricos [18]. En todos los documentos consultados se
expone la importancia que para el estudio de sistemas de potencia tienen las
transformaciones matemáticas, ellas permiten desacoplar variables y facilitar la
solución de ecuaciones diferenciales que contengan coeficientes dependientes
del tiempo.
El modelo dinámico de la máquina de inducción tiene en cuenta los parámetros
de acople variables en el tiempo debido a su variación en el espacio
(coeficientes de acople entre el rotor y el estator). Por lo tanto en el modelo se
describe por ecuaciones diferenciales con coeficientes que dependen del
tiempo, los cuales son para este caso las inductancias variables.
Al considerar la máquina conectada a una fuente trifásica, se aplica la teoría de
representación en los ejes mutuamente desacoplados (d – q), la cual posibilita
eliminar los parámetros variables en el tiempo, de las ecuaciones que
representan al modelo.
Esta teoría permite realizar un análisis de un sistema trifásico (abc), como si
fuera un sistema bifásico equivalente (d - q). Hay diferentes tipos de
transformaciones que, permiten llevar un sistema trifásico a uno bifásico
equivalente (abc → d - q)[18], estas son:
- Transformación de Park.
- Transformación de Clark.
- Transformación de Kron.
- Transformación de Brereton.
- Transformación de Krause-Thomas.
36
Para la correcta representación del modelo d - q de un sistema, es importante
definir primero el concepto de marco de referencia. Un modelo d - q se puede
expresar en varios marcos de referencia, cada uno con su ventaja y
limitaciones. Existen distintas representaciones de un modelo d - q:
- Un marco de referencia estacionario.
- Un marco de referencia rotatorio.
El marco de referencia estacionario:
En este sistema de referencia, los ejes se representan como ds- qs, d0- q0 o
αβ y está fijo en el estator.
El marco de referencia rotatorio:
Este marco puede estar girando a velocidad sincrónica ωe, caso en el cual los
ejes se llaman d- q o de- qe; o puede estar también fijo en el rotor.
Este trabajo modela la máquina de inducción en el marco de referencia que
gira a la velocidad del rotor. No obstante, el interés especial está en el modelo
de estado estable, expresado en un marco de referencia sincrónico pues las
variables sinusoidales en el marco αβ se manifiestan como cantidades de
corriente continua en el marco d- q y además se simplifica el estudio de la
operación.
La transformación (abc → αβ) se realiza mediante las relaciones que se
muestran en la matrices de la expresión 2.13.
La máquina de inducción se describe por las expresiones 2.14 y 2.15, en el
estator, del marco :
= +
= +
Para llevarlas al marco sincrónico, a las ecuaciones (2.14) y (2.15) se las aplica
las transformaciones que se presentan en las expresiones (2.16)- (2.18).
(2.13)
(2.14)
(2.15)
37
= -
= -
Donde:
y
Las ecuaciones del estator en el marco sincrónico d- q, aparecen en las
expresiones 2.19 y 2.20.
= +
= +
De manera semejante, el rotor se describe por las ecuaciones 2.21 y 2.22, en
el marco síncrono:
= +
= +
En el marco de referencia fijo, el rotor se mueve a una velocidad de
respecto al marco de referencia síncrono. En (2.21) y (2.22), si el
rotor está estacionario, se hace cero.
El modelo en ejes desacoplados resultante de las ecuaciones (2.19) y (2.20)
del eje d unido al de ecuaciones (2.21) y (2.22) del eje q, se muestra en la
Figura 233. Circuitos transitorios en ejes desacoplados (d - q).
(2.16)
(2.17)
(2.18)
(2.19)
(2.20)
(2.21)
(2.22)
38
Figura 233. Circuitos transitorios en ejes desacoplados (d - q)
Del modelo circuital de la figura 3, las concatenaciones de flujo en términos de
corriente se muestran en las expresiones de la (2.23)- (2.28).
(2.24)
(2.25)
(2.26)
(2.27)
(2.28)
(2.23)
39
En las ecuaciones de la (2.23) y (2.24), se describen los flujos analizados en el
eje q mientras que de la (2.26) y (2.27) se analiza el flujo en el eje d.
Cuando se combinan ecuaciones (2.23) y (2.28) con las ecuaciones de voltaje
(2.19) y (2.22), surge el modelo de la máquina de inducción, el cual es un
sistema de 4to orden mostrado en la matriz 2.29, si se asume que la carga es
de inercia infinita y ωr= constante.
En la expresión 2.30, se muestra la combinación de las ecuaciones declaradas
en la matriz 2.29 para obtener el modelo de la máquina.
= +
Sustituyendo para en (2.30), se obtiene la expresión 2.31.
= +
En forma operacional, en la expresión 2.32.
=
Resultado de la ecuación : expresión 2.33.
=
Donde
(2.29)
(2.30)
(2.31)
(2.32)
(2.33)
40
De manera semejante se hacen las sustituciones para obtener la matriz que
describe el modelo transitorio completo.
El torque electromagnético se muestra en la expresión 2.34.
Y la dinámica del rotor se expresa mediante la expresión 2.35 de movimiento:
El modelo transitorio, junto con la ecuación dinámica del rotor (relacionando el
torque electromagnético con el torque mecánico, y la aceleración del rotor)
describen el modelo completo de 5to orden.
2.6 Obtención del modelo del banco de capacitores
En la actualidad, se recurre de forma habitual a la conexión de un banco de
capacitores, con el objetivo de compensar la potencia reactiva dentro de los
parques eólicos. Estos van a suministrar en la práctica toda la potencia reactiva
que el aerogenerador consuma, de forma que el de la instalación sea
cercano a la unidad.
La ecuación dinámica que rige el funcionamiento del condensador es la 2.36.
Para esta expresión se tomaron como valores de entrada la tensión que existe,
en los bornes del aerogenerador para cada momento, y el valor de la
capacidad del banco. Se debe suponer además que se ha definido la
intensidad de la corriente procedente del condensador como saliente, es decir,
que la que ira hacia el transformador del grupo, va ser la de la máquina de
inducción más la del banco; por tanto se utiliza la fórmula 2.37.
Para cambiar así el sentido de la corriente.
2.7 Implementación de los modelos
Se muestra en la Figura 244 los distintos bloques que integrados entre si
constituyen el modelo del generador de inducción de velocidad fija, basado en
el modelo desarrollado en el epígrafe 2.5
(2.36)
(2.37)
(2.34)
(2.35)
41
Figura 254. Modelo del generador de inducción
El modelo de la Figura 24 modelo consta de dos subsistemas: el de 5to orden
y el del marco sincrónico d – q. En primer lugar se muestra en la Figura 265 el
modelo empleado para la obtención de los marcos de referencia sincrónicos.
Figura 275. Marcos de referencia
El proceso de conversión al marco referencia estático αβ primero y luego al
marco sincrónico d - q se encuentra representado en la figura 25.
42
A continuación en la figura 26 se muestra el proceso de obtención de las
corrientes del rotor y estator en el eje d-q, el torque electromagnético y la
velocidad del generador.
Figura 286. Modelo de 5to orden
El modelo de 5to orden se encuentra representado en la figura 26 es una
combinación de dos sub-modelos, o sea, la ecuación dinámica del rotor y el
modelo transitorio de 4to orden. En Figura 27. Proceso de obtención de las
corrientes en estator y rotor en marco abc.
Figura 27. Proceso de obtención de las corrientes en estator y rotor
43
A continuación en las figuras 28 y 29, se presentan el modelo general y el que
describe el funcionamiento de la turbina del S50-750 respectivamente,
basados en los estudios compilados en el epígrafe 2.3
Figura 28. Bloque general de la turbina
Figura 29. Modelación del funcionamiento de la turbina del S50-750
44
Este modelo es una combinación de las representaciones del comportamiento
aerodinámico del rotor. Se somete a la turbina a una serie de estímulos tipo
rampa y paso que mantienen el rotor funcionando, en la zona de máxima
eficiencia aerodinámica. Se le aplica entonces una ganancia determinada por la
razón que existe entre el número de polos y la razón de multiplicación de la
velocidad para determinar el coeficiente de potencia Cp,
En los siguientes modelos, figuras 30 y 31 muestran al tren de potencia de la
máquina basados en el modelo desarrollado el epígrafe 2.4
Figura 290. Bloque general del tren de potencia
45
Figura 301. El modelación del funcionamiento del tren de potencia
A continuación Figura 312. Diagrama en bloques del banco de capacitores se
muestra el diagrama de bloques que se emplea para generar el banco de
capacitores.
Figura 312. Diagrama en bloques del banco de capacitores
46
Su implementación se reduce básicamente a escribir en forma de bloques la
ecuación básica del funcionamiento del banco. Se puede observar como antes
de almacenar el valor de la intensidad, este se multiplica por menos uno para
cambiar su sentido y considerarla tal y como se define en la figura 32.
El aspecto que tendrá el bloque final del banco de capacitores se muestra en la
figura 33.
Figura 323. Bloque del banco de capacitores
2.8 Conclusiones parciales
1. Se implementó el modelo aerodinámico del aerogenerador, a través de un
proceso, basado la teoría del disco regulador que brinda una explicación
sencilla, para el proceso de extracción de energía cinética del viento,
basada en el balance de energía y la ecuación de Bernoulli.
2. Se explicaron los distintos modelos que se emplean para simular el tren de
potencia, siendo capaces de representar a las posibles oscilaciones
torsionales en el eje de baja velocidad. Además se hizo una justificación de
la selección del modelo de dos masas.
47
3. Luego de aplicar las transformada del sistema abc, al marco fijo en el
estator, y llevar después a un marco rotatorio d –q que gira a una velocidad
sincrónica , o que está fijo en el rotor, se llegó a la matriz que describe el
comportamiento dinámico del aerogenerador asincrónico de velocidad fija.
4. Se definió que el modelo de 5to orden, por tener en cuenta los transitorios
tanto del rotor como del estator e incluir las características dinámicas de
banda ancha, es la variante más completa que permite el estudio del
comportamiento de la interacción entre la máquina, y el sistema de potencia
en los regímenes estático y dinámico.
48
CAPITULO III. APLICACIÓN DE LA METODOLOGÍA Y ANÁLISIS DE
RESULTADOS
3.1 Introducción
En este capítulo, se describe en detalle el sistema de prueba que se empleó en
la simulación del aerogenerador de velocidad fija. Se muestran además las
gráficas resultantes de dicha simulación y se analizan los resultados obtenidos.
3.2 Sistema de prueba
Con el objetivo de observar el comportamiento del aerogenerador de velocidad
fija, se desarrolló el modelo completo del aerogenerador, en el programa de
SIMULINK del MATLAB, para lo cual se utilizaron bloques de la librería
principal por la posibilidad de la creación de los modelos en este programa, con
el empleo del simulador en tiempo real bajo algunas consideraciones.
Las simulaciones que a continuación se presentan corresponde a un
aerogenerador de cuatro polos de capacidad 0,750 MW conectado al Sistema
Electroenergético Nacional (SEN), tal y como se muestra en la figura 34. Es
válido destacar que los modelos usados, del transformador y al SEN se
obtuvieron de la librería del “SimPowerSystems”
Figura 334. Sistema de interconexión del Gibara II
.
49
Para la representación del generador de inducción se emplearon los
parámetros mostrados en la Tabla 3. Parámetros del generador asincrónico de
inducción Nótese que los parámetros están referidos al estator y los mutuos
son los correspondientes al circuito del generador asincrónico.
Tabla 3. Parámetros del generador asincrónico de inducción
Parámetros Valor
Potencia nominal (MW) 0,750
Voltaje nominal (V) 690
Corriente nominal (A) 690
Factor de potencia 0,90
Número de polos 4
Velocidad nominal (rpm) 1822
Reactancia del estator [X1] (Ω) 0,163
Resistencia del estator [R1] (Ω) 0,0109
Reactancia del rotor [X2] (Ω) 0,0216
Resistencia del estator [R1] (Ω) 0,169
Reactancia mutua [Xm] (Ω) 8,25
Resistencia mutua [Rm] (Ω) 333
A continuación se muestran los parámetros que caracterizan a la turbina en la
Tabla 4. Parámetros de la turbina Entre ellos se deben destacar los valores de
velocidad mínima y máxima pues ellos indican los límites para la operación de
la misma.
50
Tabla 4. Parámetros de la turbina
Parámetros Valor
Potencia nominal (MW) 0,750
Diámetro 50
Velocidad mínima (m/s) 4
Velocidad máxima [durante 10 min] (m/s) 25
Viento nominal (m/s) 14-15
Velocidad en racha [3 segundos] (m/s) 70
Los coeficientes para el cálculo del coeficiente de potencia, se presentaron en
el epígrafe 2.2 en la Tabla 2. Coeficientes de cálculo del coeficiente de potencia
para diferentes tipos de pala. Por su relevancia se reitera su presentación.
Estos parámetros son decisivos para la implementación del control de potencia
del aerogenerador, para el caso estudiado se emplean los de velocidad fija.
Tabla 2. Coeficientes de cálculo del coeficiente de potencia para diferentes
tipos de pala
51
Se definen los parámetros que describen la componente mecánica del
aerogenerador en la Tabla 5. Parámetros del tren de potencia
Tabla 5. Parámetros del tren de potencia
Razón de multiplicación de la velocidad 1:83.916
Inercia del generador S50-750 (kg*m2) 27,4
Coeficiente de amortiguamiento del eje D (Nm*s/rad) 580 * 103
Rigidez del eje, N (Nm/rad) 90* 106
Aparecen los parámetros de la línea que interconectan a la subestación
“Caridad” con el parque eólico Gibara II en la Tabla 6 Parámetros de la línea de
subtrasmición
Tabla 6. Parámetros de la línea de subtrasmisión
Parámetros Valor
Resistencia de secuencia positiva[Ω/km] 0,2153
Resistencia de secuencia cero [Ω/km] 0,413
Inductancia de secuencia positiva[H/km] 2,05 * 10-3
Inductancia de secuencia cero [H/km] 3,32 * 10-3
Capacitancia de secuencia positiva [F/km] 2,5 * 10-8
Capacitancia de secuencia cero [F/km] 2,6 * 10-8
Parámetros del transformador que conecta el aerogenerador a la red en la
tabla 7.
Tabla 7. Parámetros de transformador de subida
Parámetros Valor
Potencia nominal [MVA] 0,900
52
Voltaje [KV] 34,5/0,690
Frecuencia [Hz] 60
Inductancia de primario [L1] (H) 0,84193
Resistencia de primario [R1] (Ω) 39,675
Inductancia de secundario [L2] (H) 0,112 * 10-3
Resistencia de secundario [R1] (Ω) 5,29 * 10-3
Resistencia mutua [Rm] (Ω) 1,983* 106
Los parámetros de la subestación de “Caridad” que conecta el parque al SEN
son mostrados en la tabla 8.
Tabla 8. Parámetros de la subestación de “Caridad”
Parámetros Valor
Potencia nominal [MVA] 25
Voltaje [KV] 110/34,5
Frecuencia [Hz] 60
Inductancia de primario [L1] (H) 0,39157 * 10-3
Resistencia de primario [R1] (Ω) 0,5566
Inductancia de secundario [L2] (H) 3,8518* 10-5
Resistencia de secundario [R1] (Ω) 54,572 * 10-3
Resistencia mutua [Rm] (Ω) 2,42* 105
Inductancia mutua [L2] (H) 641,92
La tabla 9, registra los parámetros del transformador que conecta al grupo
Diésel a la línea de subtrasmisión dentro del sistema analizado
53
Tabla 9. Parámetros de transformador del grupo Diésel
Parámetros Valor
Potencia nominal [MVA] 20
Voltaje [KV] 34,5/13,8
Frecuencia [Hz] 60
Inductancia de primario [L1] (H) 0,16519 * 10-3
Resistencia de primario [R1] (Ω) 5,9512* 10-7
Inductancia de secundario [L2] (H) 7,9291* 10-5
Resistencia de secundario [R1] (Ω) 2,856 * 10-7
Resistencia mutua [Rm] (Ω) 29,756* 10-3
Inductancia mutua [L2] (H) 78,931
Presentados en la tabla 10 los parámetros del grupo Diésel elemento
importante dentro del sistema eléctrico que interconecta al parque a la red
nacional
Tabla 10. Parámetros del grupo Diésel
Parámetros Valor
Potencia nominal [MVA] 20
Voltaje [KV] 13,8
Frecuencia [Hz] 60
En la Tabla 11. Se muestran los datos del banco de capacitores encargado de
controlar el factor de potencia del aerogenerador
54
Tabla 11. Parámetros del banco de capacitores
Parámetros Valor
Potencia nominal [KVAr] 268,8
Corriente [A] 28
Frecuencia [Hz] 60
El modelo resultante, luego de ser implementado en el SIMULINK y siendo el
que permitió la realización de las pruebas, bajo la consideración de todos los
elementos del sistema se muestra en la figura 35. Este modelo considera el
control de velocidad mediante el Stall Controlled Passive, y el modelo del
sistema mecánico de dos masas.
Figura 345. Sistema del aerogenerador de velocidad fija
55
3.3 Análisis de resultados
En la Figura 356. Velocidad del viento, para la simulación del sistema en su
estado nominal.
Figura 356. Velocidad del viento
Se considera el viento constante, de 11 m/s, y se implementa a través de un
bloque escalón, como el mostrado en la figura 36. A continuación las corrientes
de estator y rotor de la máquina, se muestran en las Figura 37. Corrientes en el
estator y Figura 38. Corrientes en el rotor respectivamente
Figura 37. Corrientes en el estator
Figura 38. Corrientes en el rotor
De las figuras 37 y 38, se destaca su comportamiento casi sinusoidal, para las
condiciones estables, en las que se realizó la simulación, este comportamiento
es totalmente diferente durante el proceso de arranque, donde se alcanzan
56
elevados picos transitorios de corriente que son reducidos al añadir un
arrancador suave. Otras variaciones importantes, ocurren durante las fallas
donde se alcanzan elevados valores de corriente, y se desbalancea el sistema.
Se debe resaltar además, como los tiempos dados para las simulaciones son
de 30 segundos y 1 minuto respectivamente, para que se logre apreciar con
mayor detalle su comportamiento.
La Figura 39 Torque electromagnético muestra la variación del troque
electromagnético.
Figura 39 Torque electromagnético
Este comportamiento de la figura 39, se obtiene para las condiciones de
simulación establecidas en el marco de esta investigación. El tiempo dado para
esta simulación es de 30 segundos. La velocidad del aerogenerador se
presenta en la Figura 40 Velocidad del aerogenerador de inducción de
velocidad fija
Figura 360. Velocidad del aerogenerador de inducción de velocidad fija
En la figura 40, se muestra como al emplear el control de velocidad se logra
mantener la velocidad del generador cercana a su velocidad nominal, a pesar
de tener un valor de viento diferente al nominal de construcción que es de 14-
57
15 m/s. Esto se logra bajo la consideración del diseño de perfil de pala que
permite un ángulo de ataque óptimo, basado en los conceptos Stall Controlled
Passive que presenta este aerogenerador.
En la Figura 41. Voltajes por fase a la salida del aerogenerador.
Figura 41. Voltajes por fase (abc)
Quedan reflejados en la figura 41 que al igual que las corrientes, muestran que
el sistema es estable para las condiciones en que se realizó la simulación.
A modo de resumen, se puede afirmar que los resultados obtenidos, se
corresponden con los esperados para la simulación en estado estable de
operación, y con la velocidad del viento constante, de esta forma se demuestra
la fiabilidad de este tipo de aerogeneradores [19]. Todo lo anterior unido al bajo
costo, en comparación con sus competidores DFIG, y los de imanes
permanentes, se convierten en el contexto de la realidad cubana, en una
alternativa viable para el desarrollo de la generación eólica.
3.4 Conclusiones parciales
1. Al obtener los distintos componentes, se detalla la subestación “Caridad” y
el grupo Diésel, dentro del sistema de prueba en el SIMULINK del MATLAB,
lo que permitió realizar una simulación del aerogenerador de velocidad fija,
en estado estable, dentro del contexto real donde está emplazado.
58
2. A través de varios gráficos de comportamiento se mostraron, con los ajustes
correspondientes a los tiempos de cada simulación, como se comportan de
forma estable (sin picos transitorios) y sinusoidal las variables voltaje en los
terminales del aerogenerador, corrientes en estator y rotor. Se observa
además el comportamiento estable del torque electromagnético y como la
velocidad del generador es fija. Todo lo anterior a partir del correcto
funcionamiento de los distintos modelos que describen el funcionamiento
del aerogenerador.
3. En el análisis de los resultados se demostró la fiabilidad de este tipo de
aerogenerador, lo que se corresponden con las necesidades de la
generación eléctrica en Cuba, al mostrar en la respuesta, como se
mantienen estables los valores de corriente y voltaje, lo que evidencia el
correcto funcionamiento del control de potencia basado en el Stall
Controlled Passive, en las condiciones para las cuales se realizó la
simulación.
59
CONCLUSIONES GENERALES
1. Al describir los distintos tipos de generadores de inducción presentes en el
mercado, se puede afirmar que los doblemente alimentados (DFIG)
representan, unido al pujante desarrollo experimentado por los sincrónicos
de imanes permanentes, el futuro de esta industria a nivel global debido a
su operación para un rango más amplio de velocidades del viento y su
mayor eficiencia.
2. Luego de analizar la operación de los generadores de inducción, se puede
concluir que el modelo de 5to orden por tener en cuenta los transitorios tanto
del rotor como del estator e incluir las características dinámicas de banda
ancha, es adecuado para la representación en estado estable y dinámico de
los aerogeneradores modernos.
3. Entre las propuestas de control existentes para los aerogeneradores, en la
actualidad el Stall Controlled Passive, constituye un tipo de regulación
aceptable para Cuba, donde no se presentan condiciones del viento
extremas, sin considerar ciclones porque ante este tipo de fenómenos el
parque sale de servicio, y no son necesarios otros sistemas más complejos
de control de potencia.
4. Se evaluó mediante simulación cómo se comportan de forma estable (sin
picos transitorios) y sinusoidal las variables voltaje en los terminales del
aerogenerador, corrientes en estator y rotor. Además se mostró como el
torque electromagnético estable también y la velocidad del generador es
fija. Lo que demuestra como el comportamiento del aerogenerador es
adecuado para las condiciones estables de operación.
60
RECOMENDACIONES
1. Realizar estudios donde se evalúe la influencia que tendrían los huecos
de tensión en el parque eólicos Gibara I teniendo en cuenta la
interconexión con el parque eólico Gibara II.
2. Acordar la realización de simulaciones que analicen la influencia de la
conexión de bancos de capacitores variable al parque eólico Gibara II.
3. Formalizar investigaciones, que impliquen otros tipos de estados de
operación, como pueden ser la ocurrencia de fallas o el proceso de
arranque del parque eólico Gibara II.
61
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Wind Science & Technology Co. LTD, 2006
Anexo 1. Foto de las palas de unos de los aerogeneradores emplazados en el parque Gibara II
64
Anexo 2. Curva de potencia dada por el fabricante
65
Anexo 3. Foto de la caja de engranes
66
Anexo 4. Foto del generador S50-750
67
