CENTRO DE TRANSFORMACIÓN DE SALIDA DE LOS AEROGENERADORES

CELDAS TRANSFORMADORAS:En un parque eólico, los aerogeneradores producen la energía eléctrica en baja tensión (normalmente 690 V) que se transforma en media tensión (30000V o 33000V típicamente en parques offshore). La potencia de MT se evacúa mediante cables submarinos hasta la subestación de conexión a la red.Todo ello estará controlado mediante la aparamenta correspondiente.

(ejemplo mesa-620)

AparamentaLos interruptores seccionadores y los interruptores automáticos presentan arquitecturas similares:Un equipo móvil con 3 posiciones estables (cerrado, abierto, conectado a tierra) que se desplaza en traslación vertical.Su diseño impide el cierre simultáneo del interruptor o del interruptor automático y del seccionador de puesta a tierra (enclavamiento natural).El seccionador de tierra, conforme con las normas, dispone de poder de cierre en cortocircuito.• La función de seccionamiento está asociada a la función de corte.• El colector de tierra está dimensionado de acuerdo con las características de la red.• El acceso al compartimento de cables está enclavado con el seccionador de puesta a tierra.• Puesta a tierra.

Combinación de unidadesLa combinación de las diferentes unidades funcionales existentes, componen la gama completa de soluciones específi cas para los parques eólicos, con un resultado de cuatro posibles confi guraciones. Todas estas confi guraciones se entregan con el 100% de las pruebas de calidad hechas en fábrica.

Cada aerogenerador dispone de un centro de transformación que se colocará en la base de cada una de las torres y que incluirá los siguientes elementos:A) TransformadorB) Celda de protecciónC) Cables y conexionesD) Material de seguridad

Las plantas eólicas, por el carácter intrínsecamente fluctuante de su aporte, plantean problemas específicos cuya solución requiere de una sólida visión a escala del sistema. Los transformadores de distribución de tipo seco (dry type) se colocan dentro de la torre o en la barquilla para proporcionar el salto de tensión del generador de la turbina a la red demedia tensión.

A) TRANSFORMADOR:Para elegir el tipo de transformador los fabricantes siguen un proceso de diseño que trata de combinarlas demandas más exigentes con las dimensiones reducidas que este tipo de productos requieren para permitir su ubicación en el interior de las torres.

El transformador que mejor encaja con las exigencias que presenta el parque offshore es el tipo seco encapsulado. El transformador seco es aquél en que el circuito magnético y los arrollamientos no están sumergidos en un líquido aislante, UNE 20101, mientras que el transformador seco encapsulado es aquél en el que uno o más arrollamientos están encapsulados en un aislamiento sólido, UNE 20178. Pese a que este tipo de aislamiento suele ser más caro que otros, presenta ventajas que a corto plazo compensarán esta diferencia.Algunas de las características que justifican la elección de transformadores secos encapsulados frente a otros para este tipo de instalaciones son las siguientes:‐  Los transformadores secos no requieren mantenimiento alguno, en cambio los transformadores de aceite requieren un mantenimiento periódico del nivel de aceite, así como de los equipos de detección y extinción de incendios asociados. El que el parque esté en el mar complica las tareas de mantenimiento, por lo que en este punto, elegir un transformador tipo seco parece lo más razonable.‐ Los transformadores en aceite producen menos ruido, sin embargo en este caso no es decisivo el ruido por estas el parque instalado en mitad del mar.‐ Los transformadores de aceite requieren mayor espacio de instalación debido a las medidas de seguridad contra incendios que se deben tomar para neutralizar con relación al riesgo de incendio por combustión del aceite, así como para facilitar el acceso a una persona que realice el mantenimiento.‐  Los transformadores secos soportan mayores cargas de breve duración.‐ Los transformadores secos están más limitados en cuanto a la potencia máxima que pueden transformar. Como el aceite es mucho mejor refrigerante debido al mecanismo de convección que posibilita. Esto hace que los transformadores de aceite puedan trabajar a mayores potencias, y con tensiones de entrada superiores.

Por tanto, teniendo en cuenta los requerimientos que cada aerogenerador presenta, el tipo de transformador elegido tendrá las siguientes características:Tipo Trifásico, seco encapsuladoRelación 30 kV / 690 VPotencia nominal 6 MVAFrecuencia 50HzGrupo de conexión Dyn11Tensión de cortocircuito <=8%Clase de aislamiento FDimensiones Aproximadas 3000 x 1500 x 3000 (alto)mm3Peso Aproximado 9000 kgNorma UNE 20178, CEI 60726

Figura 3: Transformador de potencia seco encapsulado

Se podría instalar un pararrayos auto válvula en la salida de media tensión de cada aerogenerador para proteger el transformador de las descargas atmosféricas, pero al no ser transformadores demasiado grandes ni importantes y teniendo en cuenta el gran gasto que supondrían 40 auto válvulas,se ha decidido no instalar ninguna protección salvo las propias de las cabinas demedia tensión.La colocación del transformador es importante. Se ha decidido colocarlo en la base del aerogenerador debido a que los costes de esta ubicación son menores que las otras opciones que se pudiesen barajar

B) CELDASLas celdas son muy importantes puesto que son las encargadas de proteger el transformador y aerogenerador en caso de falta, aislándolos del resto de la línea de 30 kV y permitiendo la adición de energía del aerogenerador a la red de media tensión.

Las celdas pueden ser modulares (CGM) o compactas (CGC).Utilizaremos las celdas compactas para todos los aerogeneradores menos para los de principio de línea. Emplearemos para éstos últimos celdas modulares, lo que nos permite elegir las funciones a implementar necesarias y no lastres de las que dispone el CGC. Si utilizásemos el equipo CGC dejaríamos una sin utilizar una de las funciones(la de entrada de línea).La empresa Ormazabal fabrica este tipo de equipos y el ámbito de aplicación es el siguiente:

NIVELES DE TENSION DE INTERES

Tensión asignada (kV) 12 24 36Intensidad asignada (A) 400 y 630 400 y 630 400 y 630 Niveles de tensión para celdas 30 Kv

Los sistemas CGC y CGM han sido diseñados siguiendo la Recomendación de Unesa 6407B:

NORMATIVA:UNE EN 60129 CEI 60129 - UNE EN 60255 CEI 60255 - UNE EN 60265-1 CEI 60265-1UNE‐EN 60298 CEI 60298 - UNE‐EN 60420 CEI 60420 - UNE-EN 60694 CEI 60694UNE-EN 61000-4 CEI 61000-4Todos los productos diseñados por esta empresa han pasado un sistema de gestión de la calidad, basado en la norma internacional ISO 9001, y un sistema de gestión medioambiental de acuerdo a la norma internacional ISO 14001.

Por todo lo mencionado, finalmente los equipos utilizados son:• CGC-CNE-36(CGC de 36 kV no extensible).

Las celdas compactas (CGC) son un equipo para Media Tensión de reducidas dimensiones, integrado y totalmente compatible con el sistema CGM. Por su pequeño tamaño se pueden introducir en la base de la torre sin gran dificultad. Incorporan tres funciones por cada módulo; dos posiciones de línea y una de protección. Se encuentran en una única cuba llena de gas SF6, en la cual están los aparatos de maniobra y el embarrado. La prefabricación de estos elementos, y los ensayos realizados sobre cada una de las celdas, garantizan su funcionamiento en diversas condiciones de temperatura y presión.

Este equipo contiene las siguientes unidades funcionales:- OL: Salida de la línea hacia el aerogenerador posterior- 1L: Entrada de línea desde el aerogenerador anterior- 1P: protección del transformador

Será utilizado en los aerogeneradores que conectan con otros dos y el último de cada fila que conecta con la línea submarina que va a la subestación 30/132 kV.De esta manera, si queremos dejar aislado un aerogenerador pero no dejar esa fila de aerogeneradores sin servicio, bastaría con aislar la conexión a su correspondiente transformador permitiendo el paso de energía por las celdas de línea.

Las características vienen recogidas en la siguiente tabla:

Características constructivas y eléctricas de las Celdas Compactas

• CGM-CNE-36(CGM de 36 kV no extensible)Para los aerogeneradores de principio de fila, las funciones que incluye el equipo CGM elegido son:

- OL: Salida de la línea hacia el aerogenerador posterior- 1P: protección del transformador

Características constructivas de las Celdas Modulares

Las características de cada uno de los módulos:

Características constructivas y eléctricas de la celda de línea

Características constructivas y eléctricas de la celda de prtección con fusible______________________________________________

SUBESTACIÓN 30 kV/132 kV:

Para parques en donde la conexión a tierra requiera tensiones mayores a 33 kV(generalmente mayores a 40MW, tal y como es nuestro caso), se necesitará aumentar el voltaje en una subestación en el mar.

Antes de entrar en detalle de cada elemento eléctrico que compondrá la subestación en mar, es útil tener una imagen de cómo es físicamente una subestación de este tipo y sus elementos constructivos:

Equipamiento de una subestación offshore

Distribución de una subestación offshore

INTRODUCCIÓN, SITUACIÓN Y CARACTERÍSTICAS GENERALES.

La subestación en cuestión se localizará a 0.5km del parque eólico (desde el centro del mismo), a 5km de la costa . El nivel de la plataforma en la que se sitúa suele estar aproximadamente en 25m sobre el nivel del mar y típicamente tienen un área de 800m2.

Las subestaciones se pueden considerar como un único elemento que conecta el parque eólico con la red. Suele llegar a pesar hasta 2000ton y pueden llegar a soportar potencias de 500MW. Aunque las subestaciones no están siendo utilizadas como plataformas de servicio de forma habitual, se prevé que las subestaciones situadas lejos de la costa tendrán funciones adicionales, como servir de refugio, o estar provisto para ser de alojamiento de los operarios.

Dicha subestación constará de diez posiciones de entrada de línea a 30 kV. A continuación se elevará la tensión a 132 kV en dos posiciones de transformador, y por último, se dispondrá de dos posiciones de línea que llevarán la energía a un nivel de alta de 132 kV hasta la subestación en tierra.Las características eléctricas de la red:- Tensión nominal (Un)………………..........132 kV- Tensión más elevada de la red (Um)....145 kV- Frecuencia nominal………………….........50Hz- Número de fases……………………...........3- Neutro de la red……………...................Rígido a tierra

Entre los principales componentes se incluye un generador diesel de aproximadamente 300kW para abastecer a la subestación en caso de una pérdida puntual. Los seccionadores aíslan los aparatos y permiten conectar y desconectar la subestación. Reactores serán necesarios para mejorar la estabilidad del sistema de red local.

ELECCIÓN DE LA DISPOSICIÓN Y FORMA CONSTRUCTIVA DE LA SUBESTACIÓN:Existen varias formas de construir una subestación. Entre las más conocidas se encuentran las siguientes: AIS (aislamiento en aire, intemperie), GIS (aislamiento en gas SF6) y HIS (híbridas, embarrados aislados en aire y aparamenta en gas). Debido a las condiciones que presenta la subestación offshore no cabe más que pensar en la subestación GIS como la mejor alternativa. Los principales motivos son el reducido espacio que éstas nos permiten emplear y que presenta mejores características para protegerla del medio ambiente al estar cubierta, tanto la subestación en sí, como los diferentes elementos que la componen. Aunque presenta ventajas importantes, cabe decir que son más caras. Su diseño al ser modular facilita el transporte y su mantenimiento es mínimo.Las subestaciones GIS mantienen los elementos de protección integrantes encapsulados, envueltos en una atmósfera de SF6 a una presión mínima de 5.5 bar.El Aluminio suele ser el material de las envolventes, el cual les aporta un peso ligero además de mostrar mejor comportamiento que el acero en cuanto a la corrosión y corrientes parásitas por inducción magnética. El encapsulado de los elementos puede ser unipolar (cada fase envuelta de forma aislada), o tripolar (las tres fases bajo la misma envolvente), según se quiera tener una mayor o menor seguridad en los compartimentos. De ésta forma, los encapsulados tripolares serán más económicos, pero a su vez cualquier falta interna degenerará en una falta trifásica, con lo que la energía destructiva será mayor. Para altas tensiones de operación, los encapsulados suelen ser monofásicos.En cuanto a construcción, cabe mencionar que la subestación se transporta separada en sus distintas celdas. Para el montaje en el sitio o para trabajos de mantenimiento, es suficiente

disponer de un puente grúa de pequeña capacidad. Las estructuras soporte de las celdas son ancladas directamente en el piso del edificio.

Celdas se subestación GIS

Para realizar la elección más acertada de la configuración eléctrica de la subestación hay que prestar atención a la fiabilidad, coste y flexibilidad que se requiera en la misma. Las configuraciones habitualmente empleadas en los sistemas de 132 KV son las siguientes: simple barra, simple barra con By-Pass, doble barra con un solo interruptor, doble barra con barra de transferencia, interruptor y medio, doble barra con doble interruptor, anillo.Sin embargo las configuraciones que se podrían considerar en este proyecto serían principalmente la opción de simple barra, simple barra partida o doble barra.

Para cumplir las exigencias bastaría con simple barra, que implicaría el menor de los gastos. Para aprovechar la ventaja de tener los dos transformadores, la configuración finalmente elegida es la de simple barra partida, en nuestro caso, por poseer dos posiciones de línea y dos de transformador, esta configuración es también conocida como disposición en H.De esta manera a ambos lados del interruptor central, estarán situadas tanto una línea de generación como una línea de evacuación (a la línea de transporte). Se ha seleccionado esta configuración para que en el supuesto caso de que se produjese un cortocircuito y alguno de los interruptores adyacentes fallase, el interruptor central aislaría ambas partes de la barra y no se perdería toda la generación, pudiéndose evacuar la energía de la otra rama sin falta a la línea de transporte. Durante el funcionamiento normal, el interruptor central se encontrará cerrado. Esta disposición a parte de las ya mencionadas conlleva una serie de ventajas e inconvenientes, que van a ser citados a continuación:Ventajas:- Configuración muy económica.- Sencilla de manejarInconvenientes:En caso de fallo de interruptor con condición de falta, pierdo media subestación. Para mantenimiento de un elemento de una línea, pierdo toda la línea. El inconveniente del mantenimiento, al tratarse de un parque eólico, puede ser menos problemático, ya que al estar limitado el número de horas de funcionamiento del mismo, se pueden emplear esos intervalos de parada para realizar el mantenimiento de los elementos.

1. Mando a resorte.2. Interruptor3. Seccionador4. Seccionador de tierra5. Barra tripolar.6. Transformador de intensidad.7. Base.8. Transformador de tensión.

Las subestaciones blindadas utilizan la misma aparamenta que las convencionales, pero con un diseño y características algo diferentes, donde el conjunto de la subestación está integrado dentro de una envoltura de aluminio rellena de SF6, el cual asegura el aislamiento con respecto a tierra. Existen además una serie de diferencias sustanciales en la aparamenta utilizada.La conexión de la envolvente metálica continua con la red de tierra de la subestación, garantiza que los efectos de los campos electromagnéticos en la sala donde se ubica la GIS, no sean dañinos para las personas o el equipo auxiliar. Las sobretensiones transitorias que se pudieran acoplar en los circuitos de control e instrumentación, cumplen con los últimos requerimientos de la norma IEC.Para hacernos mejor una idea de cómo será esta disposición, se adjuntan dos figuras:

Disposición Simple barra partida

NÚMERO DE TRAFOS Y POTENCIA INSTALADA:Los transformadores han de estar capacitados para dar cobertura a los 240 MVA que puede generar el parque eólico. Para esta situación se manejan varias opciones: un solo transformador de 240 MVA, dos transformadores de 120 MVA o tres transformadores de 80 MVA.La opción de un solo transformador presenta el inconveniente de la continuidad del suministro eléctrico en el momento en que falle dicho trafo o requiera de mantenimiento o reparación.Si nos decantamos por tres transformadores de 80, se encarecería la instalación ya que cuántos más transformadores, más costes.En el caso de emplear dos transformadores de 120 MVA de potencia cada uno se resuelve parcialmente éste problema, ya que se pueden aprovechar los periodos de baja demanda para hacer mantenimiento a un transformador, y dar suministro con la otra máquina. Asimismo, en caso de fallo de uno de los transformadores en el momento de máxima generación, ésta podrá ser evacuada en parte por la otra máquina. Los transformadores admiten sobrecargas de un 20% por encima de su potencia nominal si se vigila la temperatura. En estas condiciones, el transformador podría dar un suministro de energía eléctrica de 144 MVA.La opción seleccionada es tomar dos transformadores de 120 MVA cada uno.Los diferentes elementos que constituirán nuestra subestación son:

- Seccionadores- Embarrados- Interruptores- Pararrayos o autoválvulas- Transformadores de medida de tensión- Transformadores de medida de intensidad- Transformador de potencia- Bobinas de bloqueo

DESCRIPCIÓN DE LAS INSTALACIONES:Los niveles de tensión de la subestación y las posiciones requeridas para cada uno de ellos son los siguientes:

• Sistema de 132 kVTensión nominal: 132 KVTensión máxima permitida por el material: 145 KVDos posiciones de línea: Línea1, Línea2.Dos posiciones de transformador: T1, T2.Un módulo de medida de tensión en barras.Una celda de acoplamiento: AC

• Sistema de 30 kVTensión nominal: 30 kVTensión máxima permitida por el material: 36 kVDiez posiciones de Línea: L1, L2, L3, L4, L5, L6, L7, L8, L9, L10.Dos posiciones de transformador: T1, T2.Dos módulos de medida de tensión en barras.

SOBRE SUB-ESTACIONES:Desgraciadamente no existe una subestación tipo que sea más empleada o menos, sino que se tiene que buscar la solución óptima en cada caso, dependiendo de diversos condicionantes tales como: 

- el nivel de tensión

- conexión a la red de transporte o a la red de distribución

- subestaciones propias o compartidas con más promotores.

Los parámetros de entrada para definir el diseño:

- Número de parques que se conectan a la subestación y localización. Esta información nos dará una idea de la ubicación idónea de la subestación. En algunas ocasiones, es conveniente intercalar un centro de seccionamiento, cuando uno o más parques eólicos se encuentran situados a una distancia alejada de la subestación colectora, de esta manera se optimiza tendido del cable de media tensión y las pérdidas de potencia.

- Número de promotores que se conectan a la subestación. Definición de puntos fronteras relativos a accesos, facturación, operación (esto afectaría tanto a la implantación como al esquema unifilar de la subestación).

- Características de los parques. Potencia y localización. Nos dará idea del número de alineaciones necesarias que llegarían a la subestación y la potencia de los transformadores a instalar.

- El punto de conexión. Nos dará el nivel de tensión de la evacuación y la orientación de la subestación.

- Condicionantes ambientales. Nos puede limitar la tecnología a emplear (intemperie convencional, intemperie GIS o interior GIS), que las líneas de evacuación sean subterráneas o aéreas y los acabados constructivos de edificios.

- Condicionantes geotécnicos del terreno. Influyen decisivamente en la parte económica (elevan costes de la obra civil y movimiento de tierras), la resistividad del terreno influye en el coste de la malla de tierra y en futuros problemas de los transitorios de tensión, los drenajes propios de la subestación tienen que ser estudiados con los drenajes naturales del suelo para adecuar su futura interferencia.

- Condicionante a nivel de radio frecuencia. Para evitar problemas de comunicaciones.

- Condicionantes del Ayuntamiento y de las Administraciones Autonómicas. Distancias a linderos de fincas, a caminos y carreteras, cambios de uso del terreno, ocupación o paso de cañadas reales, etc.

- Condicionantes marcados por Operación y Mantenimiento. Distribución de edificio de control, pasillos de servicios…

Subestaciones conectadas a la red de distribución (Hasta 132 kV) 

Hay que cumplir los condicionantes impuestos por la compañía distribuidora. Existen cuatro tipo de conexiones de forma más habitual. 

- Conexión entrada-salida de línea de distribución, con línea dedicada desde la posición de línea propiedad del promotor hasta subestación de parque eólico. Es una conexión habitual cuando la línea de evacuación está alejada del parque eólico.

- Conexión entrada-salida de línea con posición de transformador propiedad del promotor.

- Conexión mediante línea directa desde subestación de parque a posición de línea de la subestación de distribución.

- Conexión directa a la línea de distribución, mediante una línea desde la subestación de promotor.

Las configuraciones más habituales son: 

Línea-trafo La configuración línea-transformador es la más habitual en conexiones de poca potencia donde el punto de conexión se realiza en T a una línea de distribución. Su uso es habitual en este tipo de conexiones y con la característica de que no suele ser ampliable a futuro, debido a la potencia del parque (emplazamiento pequeño, imposibilidad de construir parques cercanos) o por la capacidad de la red de distribución. Esta solución también es utilizada cuando la compañía de distribución da el punto de conexión en una subestación de su propiedad y los parques eólicos que evacuan lo hacen por un único transformador, por lo tanto la evacuación posible es mediante una línea hasta la subestación. Esta configuración es más habitual en tensiones de 45 y 66 kV que en las de 132 kV. 

Línea-trafo evolucionable a simple barra Esta configuración es válida para emplazamientos donde puede haber ampliación de potencia en un futuro o llegada de líneas de otros parques a futuro. 

Simple barra Es la conexión más utilizada para conexiones de parques de elevada potencia, teniendo posibilidad de conectar hasta dos líneas y dos transformadores en este tipo de subestación. Este tipo de subestación se usa cuando se dispone de una configuración definitiva de los parques que se conectan, así con en la mayoría de las conexiones a la red de distribución. Donde habitualmente la propiedad de las posiciones de línea es de la compañía distribuidora. 

Simple barra partida Esta configuración muchas veces es requerida por parte de la compañía distribuidora, debido a que permite mayores posibilidades en la explotación de la evacuación de la energía.

Subestaciones conectadas a la red de transporte (220-400 kV). 

REE definirá las características de la conexión en la contestación a la Solicitud de Acceso y se especifica de una manera más detallada en la Solicitud de Conexión. Los requerimientos solicitados por REE se explican en el documento “Instalaciones Conectadas a Red de Transporte Peninsular: requisitos mínimos de diseño y equipamiento”, que puede consultarse en la página web de REE. De forma más habitual define tres tipos de conexiones: 

- Conexión Tipo A. Conexión por línea no transporte sin transformación (conexión generación y consumidor cualificado).

  - Conexión Tipo A. Conexión por línea no transporte sin transformación (conexión generación y consumidor cualificado).

Conexión Tipo C. Conexión por transformador no transporte, tipo:.Tipo C1: conexión de generación y consumidor cualificado.  - Tipo C2: conexión de distribución. 

Diseño de media tensión  Se tendrá en cuenta: 

- El estudio técnico-económico con el cálculo de pérdidas incluido que defina el nivel de tensión de la red de media tensión (20 ó 30 kV)-Potencia generada y número de aerogeneradores por circuito.-La celda del transformador deberá situarse lo más próxima posible al centro de cargas, para que se produzca un reparto equitativo de la corriente en la barra de MT.-Si hay varios parques conectados con más de un transformador se deberá diseñar dos celdas de unión-partición en las barras de MT.

- Las celdas de servicios auxiliares deberán situarse lo más cercana posible a los transformadores de servicios auxiliares.

Se dispondrán salas de celdas independientes y con accesos independiente para cada parque de distinto promotor.

EOLICA EN GENERAL :

El aprovechamiento de la energía del viento es antiguo pero en los últimos años se ha desarrollado mucho, aprovechando los progresos en aerodinámica y electrónica de los reguladores. En general, las costas Españolas cuentan con vientos importantes y constantes, por lo que son muy promisorios para la implantación de granjas eólicas, que son grupos grandes de generadores reunidos en un área favorable.Las turbinas eólicas se basan en la acción del viento sobre palas. El viento produce dos efectos: arrastre y sustentación. Hay turbinas que actúan por uno u otro efecto o por una combinación de ambos.

Varios son los tipos de turbinas eólicas:Uno de los problemas que presentan estos generadores es su inconstancia de la velocidad, lo que repercute en la frecuencia de tensión generada. Sin embargo, se han desarrollado equipos de naturaleza electrónica, que permiten varias formas de control de este parámetro. Nuestro caso es el de eje vertical y con varios equipos en cada torre.

Problemas locales al conectar grandes parques eólicos a la redCuándo turbinas eólicas o parques eólicos son conectados a la red eléctrica local, hay ciertas consideraciones a tener en cuenta en relación con el control local de voltaje y al funcionamiento del sistema durante desórdenes en el mismo.Normalmente, los parques eólicos están conectados a la red MV (voltaje medio). La figura muestra una conexión típica de un parque eólico terrestre de 5,2 MW compuesto por trece turbinas eólicas de 400 kW cada una.

Todas las turbinas están equipadas con generadores asincrónicos (inducción), que son muy robustos. El uso de estos generadores significa que no hay problemas de estabilidad sincrónica (estabilidad transitoria) ya que este problema se limita a los generadores sincrónicos.Los generadores asincrónicos -como los motores- normalmente deben ser conectados a una red común que pueda suministrarle la corriente de magnetización al generador (potencia reactiva).

Cambios en los niveles de tensión estacionarioLa siguiente figura nos muestra la necesidad de potencia reactiva dependiendo de la potencia activa producida. Los cambios en la absorción de potencia reactiva en los generadores con el viento, van a producir cambios en los voltajes locales y por lo tanto cambiará la potencia activa generada. Además, se debe distinguir entre parques eólicos con alimentador MV propio y parques eólicos conectados a alimentadores MV públicos.

Parques eólicos con alimentador MV propioQue un parque eólico tenga su propio alimentador MV significa que la tensión será mayor en el sitio del parque eólico que en la subestación HV/MV, si el flujo de energía es en dirección hacia la subestación y no en dirección apartándose de la subestación.Esta figura representa un ejemplo del voltaje en la turbina eólica y en el punto común de conexión (barra colectora de 10 kV).

P y Q tienen direcciones opuestas, lo que significa que la pérdida de voltaje es en parte compensada, dependiendo de la relación X/R (impedancia) del alimentador. Una relación X/R alta para líneas aéreas reduce la pérdida de voltaje más que para cables, es lo contrario para cargas. La pérdida de voltaje sin carga es debida a la absorción de potencia reactiva en los generadores sin carga.El alimentador conectado al parque eólico debe tener una capacidad tal, de que pueda transportar la energía producida por el parque eólico. El nivel de voltaje puede ser ajustado eligiendo una relación de transformación apropiada para los transformadores entre el alimentador MV y las turbinas eólicas. No es un problema mantener las variaciones de voltaje entre límites admisibles.

Parques eólicos conectados a alimentadores públicos MVSi un parque eólico o un grupo de turbinas eólicas son conectadas a un alimentador MV público, entonces las turbinas eólicas harán elevar el nivel de voltaje en el alimentador MV y

consecuentemente en las redes LV abastecidas por el alimentador. Es inocuo cuando el alimentador está con alta carga. No obstante a baja carga el voltaje puede ser mayor en este caso sin las turbinas eólicas y existiría un riesgo de sobrevoltaje, esto puede verse en la figura sig.

A fin de mantener el voltaje suministrado a los consumidores dentro de los rangos contractuales, hay un límite aceptable de aumento de voltaje. Este límite dependerá mucho de la red actual y de la filosofía de service. Las empresas en Dinamarca, en sus planificaciones, han tenido hasta ahora un límite de aumento de voltaje del 1 % en los alimentadores MV.Ello significa que el volumen de energía eólica producido por turbinas eólicas conectadas a un típico alimentador MV danés deberá ser limitado.Si más turbinas eólicas deben ser conectadas, podrá ser necesario reforzar el alimentador MV. Ello puede más que duplicar la producción eólica admisible.Refuerzos como estos limitarán le elevación del voltaje a baja carga causado por las turbinas eólicas. A alta carga, el refuerzo reducirá la pérdida de voltaje en el alimentador MV causada de voltaje para prevenir disponibilidad futura, una solución más simple podrá ser conectar las turbinas eólicas próximo a una subestación HV/MV por medio de una larga línea de enlace en vez de retirar refuerzos.

Control de derivación en transformadores de subestaciones HM / MVLos transformadores HV / MV están equipados con un regulador de voltaje. El regulador ajusta automáticamente la posición del cambiador de derivación cuando el voltaje medido se desvía mucho del voltaje establecido. También es el caso cuando las desviaciones son causadas por turbinas eólicas.Si el viento es más o menos turbulento, la potencia activa producida y la potencia reactiva consumida por la turbina eólica será fluctuante. Con un mayor nivel relativo de energía eólica en ciertas áreas, uno debe temer que el número de cambios de derivación pueda elevarse a un nivel inaceptable.Datos de viento son usados en un modelo computado por medio del cual las fluctuaciones de potencia en un parque eólico especifico pueden ser simulados con valores minuto a minuto. Los cálculos indican que loa cambios derivación se elevarán solo ligeramente, aún cuando la altura del nivel de la energía eólica es el máximo posible, es decir, igual que la capacidad de el/los transformadores HM / MV.Ello ha sido corroborado por mediciones donde la potencia en activa y reactiva medida es alimentada al computador que simula el control de derivación. También debe mencionarse que incrementos no significativos en el número de cambios de derivación han sido observados en una subestación HV /MV con 5 MW de energía eólica y una demanda máxima de 3,5 Mw conectada del lado del MV.En áreas rurales con baja densidad de carga, los reguladores de voltaje pueden usarse de compensadores de corriente. La corriente por la subestación HV/MV es medida y utilizada para calcular una pérdida simulada de voltaje que es sustraída del voltaje medido. Por este camino, regulador de voltaje forzará al voltaje de la barra colectora MV a elevarse cuando la carga se incremente y de ese modo desbalancea una parte de la pérdida de voltaje en los alimentadores MV.

Si el nivel relativo de la energía eólica en una red MV es alto, las turbinas eólicas pueden influenciar al regulador de voltaje por un camino no deseado, específicamente si están conectados en uno o en pocos alimentadores de salida. La razón es que las turbinas eólicas pueden sustituir parte de le energía tomada normalmente de la red HV, por lo tanto la corriente que pasa por la subestación HV / MV disminuirá. El regulador de voltaje por ello bajará el voltaje, porque es tonto pensar que la carga de la red se ha reducido, que no es el caso.Si un parque eólico tiene su propio alimentador MV, es posible evitar estos problemas substrayendo la corriente medida en el alimentador de la corriente utilizada por el regulador de voltaje.

Fluctuaciones de tensiónLa potencia producida por una turbina eólica no es constante, especialmente no lo es si el viento está por debajo de la potencia nominal. Uno podría temer que las correspondientes fluctuaciones de voltaje podrían conducir a oscilaciones molestas. Ello no ha sido el caso en Dinamarca por dos razones:Primero el incremento estacionario de voltaje es del 1%, que quiere decir que la amplitud de las fluctuaciones de voltaje se hacen pequeñas.Segundo, cuando más turbinas eólicas trabajan al mismo tiempo, las fluctuaciones de potencia entre las turbinas de viento individuales se nivelarán ya que solo hay una escasa relación entre las turbulencias en las velocidades del viento. Ello se ilustra en la figura, que muestra la correlación entre velocidades de viento medidas al mismo tiempo en antenas meteorológicas ubicadas entre 0,1 y 1,4 Km especialmente considerando los cambios fijos (t < 1 min.), que pueden verse oscilando, la correlación es muy pequeña.

La experiencia danesa demuestra que las fluctuaciones de tensión debidas a la turbulencia del viento en la práctica no son un problema.

Corrientes activantesOscilaciones molestas por supuesto pueden resultar por caídas de voltaje causadas por corrientes activantes cuando se conecta la turbina eólica a la red.Las primeras turbinas eólicas puestas en servicio en Dinamarca estaban directamente conectadas a la red cuando el generador inductivo alcanzaba la velocidad sincrónica. La corriente activante para formar el campo en el generador era de 5 – 8 veces la corriente nominal del generador. En estas conexiones automáticas puede a veces y con bastante frecuencia tener lugar, por ejemplo varias decenas de veces por hora, que ocurran fluctuaciones de voltaje inaceptables.Para superar este problema, las turbinas eólicas están equipadas con un “encendido suave” electrónico. Este equipamiento eleva gradualmente el voltaje en los terminales del generador, y por ese camino limita la amplitud de la corriente activante a valores aceptables. En cada equipo, el voltaje se incrementaba durante un período de tiempo fijo. No

obstante, si el período de tiempo era fijado muy corto, entonces habría sobrevelocidad en la turbina eólica antes del corte del interruptor.En los equipamientos nuevos, una función limitadora de corriente es incorporada. El generador puede entonces ser conectado a la red antes de que la velocidad sincrónica sea alcanzada. Además, el equipo limita la corriente si el generador es usado como motor para el arranque de una turbina eólica que no está girando.Es de esta manera posible reducir la corriente activante al mismo nivel que la corriente nominal del generador.Esto significa que la corriente activante generalmente no es un problema. Cuando una cantidad importante de turbinas eólicas son instaladas, el arranque suave no es necesario para limitar las caídas de voltaje, cuando la potencia de cortocircuito en el punto de conexión es bastante alta para limitar el incremento de voltaje estacionario.

Funcionamiento durante cortocircuitosEn caso de falla de las tres fases en la red, los generadores asincrónicos solo alimentarán con corriente a la red en 2 – 3 períodos.Normalmente esto no es un problema, pero podría ser suficiente para activar el contacto de arranque en el relé de sobrecorriente que protege al alimentador. Si el contacto de arranque, al mismo tiempo que los contactos en los relé de sobrecorriente en el otro alimentador MV de la salida de la subestación HV/MV, es usado como protección de barra colectora, las turbinas eólicas pueden normalmente significar una demora insignificante en la disipación de la falla en la barra colectora.Si el parque eólico es conectado a un alimentador público MV con corte automático, ello no requerirá flujo de corriente suficiente extenso para hacer fallar el corte automático. La corriente activante después del corte o luego de la disipación de una falla en otro alimentador, no obstante, tiene una duración suficientemente larga para hacer caer la protección del alimentador, si se utilizan relé momentáneos. Ello presupone que la corriente nominal del parque eólico es más del 15% de la fija del relé. Una típica fijación de relé es a 480 A, lo que significa que una caída no necesaria puede ocurrir, si el parque tiene una potencia nominal de proximidades 1 – 1,5 MVA a 10 KV.Para evitar esta situación, las turbinas eólicas deberán separarse de la red, cuando el voltaje cae significativamente debido a cortocircuitos cercanos, antes de que la red sea reenergizada.En caso de falla de 2 fases en la red MV, una corriente de aproximadamente el triple de la corriente nominal de parque eólico será alimentada en la fase que no ha fallado del parque eólico. Como esta corriente va a fluir mientras persista la falla, ello podría conducir a una caída no necesaria del alimentador del parque eólico en caso de falla de algún otro alimentador de salida de la subestación HV/MV. Ello depende naturalmente del tamaño del parque eólico y de la selectividad entre los relé de sobrecorriente. El problema puede superarse utilizando un relé direccional de sobre intensidad de corriente el alimentador hacia el parque eólico, o utilizando relé de bajo en las turbinas eólicas.

Sistema de protecciónTurbinas eólicas que utilizan generadores de inducción necesitan potencia reactiva. Es preferible que la potencia reactiva es producida en las turbinas eólicas individuales. De común acuerdo, los distribuidores en Dinamarca exigen que las turbinas eólicas estén equipadas con un capacitor, que se conecta o se desconecta simultáneamente con el generador.Ha habido ciertas dudas en cuanto a que si turbinas eólicas equipadas con capacitores podrían energizar una sección de alimentador aislada o no. Ello no ha sido observado en la practica y es improbable que ocurra. Si el voltaje y la frecuencia se supone que están entre limites normales, debe existir un balance entre la producción y el consumo de potencia activa como así también de la potencia reactiva, pero ello es solo posible por escasos segundos a causa del inconstante viento.Un problema más serio es el riesgo de sobrevoltajes generados por turbinas eólicas aisladas, antes de que se desconecten. Sobrevoltajes pueden ocurrir si al carga es menor que la potencia producida por las turbinas eólicas. En esa situación las turbinas eólicas se acelerarán y la frecuencia se elevará. El efecto de ello será que los generadores necesitarán menos potencia reactiva para recibir la excitación y los capacitores incrementarán la

producción de potencia reactiva. Si la frecuencia continua elevándose, el generador se sobreexcitará y tendrán lugar los sobrevoltajes.Sobrevoltajes dañinos pueden evitarse eligiendo un moderado grado de compensación y una desconexión fija de la red cuando el voltaje o la frecuencia están fuera de limites normales. En orden de encontrar valores de guía con períodos de demora aceptables, se han realizado test en campaña con una turbina eólica de 90 Kw, la cual estaba aislada con capacitor variable y una resistencia de carga variable. La misma turbina eólica ha sido modelada por un programa computado. Las figuras muestran algunos resultados

Voltaje del generador cuando una turbina eólica es aislada y sin al carga de la fuente. Un capacitor igual al consumo de potencia reactiva sin carga del generador es conectado a la turbina eólica.Existió una razonablemente buena concordancia entre las simulaciones y las mediciones.

Esto significa que fallas en la red o trabajos de mantenimiento pueden motivar que las turbinas eólicas alimenten mejor en líneas largas y poco fuertes. Ello puede conducir a sobrevoltajes en las redes LV, si las turbinas eólicas no son desconectadas por relé de protección.El voltaje del generador cuando una turbina eólica es aislada y sin carga de la fuente. Un capacitor igual al 150% del consumo de potencia reactiva sin carga del generador es conectado a la turbina eólicaPor ello, en caso de voltajes y frecuencias anormales, deberán desconectarse las turbinas eólicas de la red. La tabla muestra un ejemplo de las exigencias del sistema de protección para la desconexión de turbinas eólicas en la red danesa.

U<Un + 10% T>10 s

U >Un + 10%U >Un + 6%

t>500mst>60 s

F<47 Hz t> 0,3 s

F>53 Hz t>0,3 s

Ejemplo de exigencia de sistemas de protección para desconexión de turbinas eólicasOtra conclusión es que las turbinas eólicas individuales no deberán ser compensadas en potencia reactiva en más que la absorción de potencia reactiva en operación ociosa (sin carga) para reducir sobrevoltajes en caso de desconexión de la turbina eólica de la red.La figura siguiente muestra un esquema de un parque eólico equipado con condensadores para compensación de potencia reactiva en las turbinas eólicas individuales, con arranque suave y con sistema de protección.

Ejemplo de conexión de un parque eólico de 4,8 MW (12 x 400 KW) a la red MV. La planta esta equipada con condensadores para compensar la absorción de potencia reactiva de los generadores en operación ociosa. El equipamiento de arranque suave y el sistema de protección son también mostrados.

Ubicación óptima de turbinas eólicas dentro de un parque