Integración de aerogeneradores de baja potencia en la red de baja tensión

UNIVERSIDAD DE LAS PALMAS DE GRAN CANARIA M´aster Oficial en Eficiencia Energ´etica Trabajo De Fin de M´aster Integraci´on de aerogeneradores de baja potencia en la red de baja tensi´on Andrea Alejandra Argudo Chal´an Tutor: Dr. D. Fabi´an D´eniz Quintana Fecha: 22 de Julio del 2016 Este trabajo se lo dedico a mi padre Celso Argudo por su apoyo constante e incondicional, por ser siempre mi modelo a seguir y por haberme educado siguiendo unos valores que hoy en d´ıa me concretan como persona. Agradecimientos Antes de proceder con el trabajo fin de m´aster, me gustar´ıa agradecer a mi tutor Dr. D. Fabi´an Alberto D´eniz Quintana por su paciencia y motivaci´on han sido fundamentales para la realizaci´on de este trabajo. No puedo olvidar de hacer una menci´on especial a Sergio Marrero Marrero por la aportaci´on de sus conocimientos en este estudio. Finalmente, a aquellas personas, colegas y amigos que me brindaron su apoyo, tiempo e informaci´on para el logro de mis objetivos. Resumen El actual modelo energ´etico es insostenible desde el punto de vista econ´omico, ambiental y social obligando a desarrollar tecnolog´ıas renovables que modifiquen el concepto hacia el uso responsable. La utilizaci´on de aerogeneradores de baja potencia se ha limitado generalmente hacia sistemas aislados lo que ha ralentizado su desarrollo. El presente trabajo se dirige hacia este nicho tecnol´ogico al profundizar su estudio de integraci´on de energ´ıa el´ectrica en una red de baja tensi´on. Para ello, en primer lugar, es necesario evaluar el potencial e´olico en la zona de baja tensi´on. Para ello, en primer lugar, es necesario evaluar el potencial en la zona de estudio con el programa Homer de NREL (National Renewable Energy Laboratory) y, posteriormente, seleccionar las caracter´ısticas del aerogenerador m´as id´oneo. Finalmente, se simular´a la integraci´on de los aerogeneradores en la red de prueba (The IEEE European Low Voltage Test Feeder) mediante el programa inform´atico OpenDSS ampliamente usado en estudios de Generaci´on Distribuida por el EPRI (Electric Power Research Institute). En el caso e´olico, al varias la velocidad del viento, la potencia producida por esta fuente tambi´en var´ıa, esto se traduce en una generaci´on fluctuante que debe ser compensada por elementos de regulaci´on presentes en el sistema y que permiten mantener el equilibrio entre generaci´on y demanda. ABSTRACT The current energy model is unsustainable economically , environmentally and socially forcing develop renewable technologies that modify the concept to the responsible use. The use of low-power wind turbines has generally been limited to isolated which has slowed their development systems. This work is directed towards this technological niche to deepen their study of integration of electricity on a low voltage network . To do this , first , it is necessary to evaluate the wind potential in the area of low voltage. To do this , first , it is necessary to evaluate the potential in the study area with the Homer software program (National Renewable Energy Laboratory, NREL)and then select the most suitable characteristics of the wind turbine. Finally, integration of wind turbines will be simulated on a test network (The IEEE European Low Voltage Test Feeder) by software OpenDSS widely used in studies of Generation Distributed by EPRI (Electric Power Research Institute). In the wind case, the number of wind speed , the power produced by this source also varies , this results in a fluctuating generation must be compensated by regulatory elements present in the system and allow balance between generation and demand . To integrate wind turbines chosen low power network above the IEEE test in which different scenarios will arise by varying the number and location of wind turbines will be used. The goal are etermining integration capacity of electricity from small wind turbines in low voltage networks and analyze the penetration of electricity with simulation software using the network OpenDSS test. ´ Indice general Resumen I 1. Introducci´on 1 1.1. Origen y justificaci´on del trabajo . . . . . . . . . . . . . . . . 1 1.2. Contextualizaci´on del estudio y estado del arte . . . . . . . . . 2 1.2.1. Aerogeneradores de baja potencia . . . . . . . . . . . . 4 1.2.2. Aplicaci´on de los aerogeneradores de peque˜na potencia 6 1.2.3. Componentes de los aerogeneradores de baja potencia . 14 1.2.4. Producciones intelectuales recientes . . . . . . . . . . . 18 1.3. Normativa............................. 18 2. Fundamentos te´oricos del estudio 21 2.1. Datos de la red de prueba . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21 2.2. Caracter´ısticas del transformador . . . . . . . . . . . . . . . . 22 2.3. Caracter´ısticas de las l´ıneas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22 2.4. Caracter´ısticas de las cargas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23 2.5. Integraci´on de medidores de energ´ıa y contadores . . . . . . . 26 3. Disposici´on de energ´ıa e´olica 27 3.1. Energ´ıae´olica........................... 27 3.2. Alisio en la Graciosa . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 28 3.3. Tratamiento de datos de viento . . . . . . . . . . . . . . . . . 29 3.3.1. Datos de viento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 29 3.3.2. Herramienta utilizada . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 29 3.3.3. Curva de duraci´on de la velocidad de viento . . . . . . 32 3.4. Dimensionado del sistema e´olico . . . . . . . . . . . . . . . . . 34 3.4.1. Caracter´ısticas emplazamiento . . . . . . . . . . . . . . 34 3.5. Estimaci´on de la producci´on energ´etica de un aerogenerador . 36 iii ´ Indice de tablas 1.1. Clasificaci´on de aerogeneradores de peque˜na potencia . . . . . 12 2.1. NudodeBalance ......................... 22 2.2. Datos del transformador. Fuente: The IEEE European Low VoltageTestFeeder........................ 23 2.3. Tipos de l´ıneas. Fuente: The IEEE European Low Voltage Test Feeder ............................... 23 2.4. Tipos de cargas. Fuente: The IEEE European Low Voltage TestFeeder ............................ 24 3.1. Valores estad´ısticos obtenidos de la distribuci´on de Weibull. Fuente: Homer software . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 34 3.2. Energ´ıa e´olica. Fuente: IDAE, Instituto para la Diversificacion y Ahorro de la Energ´ıa . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 36 3.3. Velocidad corregida por la f´ormula Mikhail y Justus. Fuente: elaboraci´on propia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 38 3.4. Producci´on anual energ´etica con el aerogenerador Technowind 1 kW. Fuente:Technowind . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 43 3.5. Producci´on anual energ´etica con el aerogenerador Technowind 3 kW. Fuente: Technowind . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 44 3.6. Producci´on anual energ´etica con el aerogenerador Technowind 5 kW. Fuente: Technowind . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 45 3.7. Caracter´ısticas de los aerogeneradores verticales elegidos. Fuente:Technowind .......................... 46 4.1. Fases conectadas a los nodos 1, 24 y 35. Fuente: elaboraci´on propia ............................... 55 4.2. Estado inicial de energ´ıa en la red de distribuci´on de prueba. Fuente: elaboraci´on propia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 64 xi xii ´ Indice general 4.3. Balance anual de energ´ıa. Escenario 2. Fuente: Elaboraci´on propia................................ 71 4.4. Potencia contratada por vivienda. Fuente: elaboraci´on propia . 75 4.5. Balance anual de energ´ıa. Escenario 3. Fuente: Elaboraci´on propia................................ 81 4.6. Balance anual de energ´ıa. Escenario 4. Fuente: Elaboraci´on propia................................ 89 5.1. Resumen de los distintos casos. Fuente: elaboraci´on propia . . 93 Cap´ıtulo 1 Introducci´on 1.1. Origen y justificaci´on del trabajo El actual modelo energ´etico global se sustenta principalmente en fuentes de energ´ıas f´osiles finitas, como el petr´oleo y el carb´on. Por este motivo, el modelo es insostenible a largo plazo desde un punto de vista econ´omico, ambiental y social. Por lo tanto, se est´an llevando a cabo acciones encaminadas a reducir la dependencia de este tipo de energ´ıas. Una de ellas es la apuesta por el desarrollo de las energ´ıas renovables, que favorecen la lucha contra el cambio clim´atico y ayudan a asegurar el suministro de energ´ıa a trav´es de la disminuci´on de la dependencia energ´etica del exterior. En este sentido, el crecimiento de las energ´ıas renovables ha experimentado en los ´ultimos a˜nos un aumento sin precedentes, alcanz´andose valores r´ecord de potencia instalada y energ´ıa generada por estas fuentes. En Europa el desarrollo de las energ´ıas renovables se ve promovido por planes estrat´egicos nacionales y supranacionales. De acuerdo a estos planes, se propone que el 20 % e la energ´ıa consumida en Europa provenga de fuentes renovables para el a˜no 2020 y un 30 % en 2030 [14]. En este contexto, la integraci´on de la generaci´on de origen renovable en los sistemas el´ectricos se ha convertido de un reto. Determinadas caracter´ısticas inherentes a la generaci´on renovable dificultan su integraci´on. Una de ellas, quiz´as la m´as importante, es la variabilidad del recurso o fuente primaria del que dependen [13]. En el caso de la generaci´on e´olica, al variar la velocidad del viento, la potencia producida por esta fuente tambi´en var´ıa en consecuencia. Esto se traduce en una generaci´on fluctuante de potencia que ha Introducci´on 2 de ser compensada por los elementos de regulaci´on presentes en el sistema para mantener el equilibrio entre generaci´on y demanda que se requiere en un sistema el´ectrico. Al incrementar la penetraci´on de la generaci´on renovable, tambi´en se incrementa la necesidad de compensar la potencia fluctuante que producen. Tradicionalmente, los elementos de regulaci´on encargados de mantener este equilibrio eran los reguladores de potencia-frecuencia de los generadores s´ıncronos presentes en las centrales el´ectricas. Por consiguiente, una mayor capacidad de regulaci´on por parte de estos elementos puede ser requerida si se aplica grandes potencias. Desde hace unos a˜nos, fabricantes de aerogeneradores e inversores han implementado nuevas capacidades como la regulaci´on de potencia activa, la capacidad de regulaci´on de tensi´on y, adem´as, la de soporte de faltas. Estas nuevas caracter´ısticas pueden ayudar a aumentar la penetraci´on de la generaci´on renovable en los sistemas el´ectricos, especialmente en aquellos peque˜na y aislada. Por otro lado, el almacenamiento de energ´ıa se ha considerado como una soluci´on para integrar toda aquella potencia renovable que no puede ser consumida en el sistema en los momentos de gran producci´on renovable y/o baja demanda. Por lo tanto, el almacenamiento representa un recurso m´as para lograr mayores niveles de penetraci´on renovable en los sistemas el´ectricos. Este estudio se fundamenta en dar respuesta a esta problem´atica, cuyos objetivos son los siguientes: Determinar la capacidad de integraci´on de energ´ıa el´ectrica provenienete de aerogeneradores de baja potencia en redes de baja tensi´on Analizar la penetraci´on de energ´ıa el´ectrica con el programa inform´atico de simulaci´on OpenDSS utilizando la red de prueba 1.2. Contextualizaci´on del estudio y estado del arte Caracter´ısticas fundamentales La tecnolog´ıa minie´olica es el aprovechamiento de los recursos e´olicos a trav´es de aerogeneradores de potencias inferiores a 100 kW. [27] Se instalan en Introducci´on 3 lugares aislados de la red el´ectrica y se usan para generar energ´ıa de manera distribuida en la producci´on de electricidad y complemento de instalaciones h´ıbridas. Problem´atica de los aerogeneradores La situaci´on global de la industria minie´olica es relevante sin llegar al nivel de desarrollo de la e´olica convencional. Uno de los factores que impiden el desarrollo de esta tecnolog´ıa es la baja eficiencia de los aerogeneradores de peque˜na potencia. Para mejorar este apartado, en los ´ultimos a˜nos se han desarrollado prototipos de turbinas e´olicas con diferentes soluciones t´ecnicas, otro par´ametro en estudio para incrementar la eficiencia estos aerogeneradores de baja potencia es la optimizaci´on del control. ´ Ultimos trabajos han presentado investigaciones con algoritmos de seguimiento en el punto de m´axima potencia cuya caracter´ıstica principal es la capacidad para adaptarse a los cambios en la turbina e´olica [2]. El tama˜no de las instalaciones de peque˜na potencia ha ido creciendo, debido fundamentalmente a la creciente demanda de grandes sistemas conectados a red, en detrimento de los sistemas aislados. Los parques e´olicos de gran potencia son fundamentales para aumentar la contribuci´on de la energ´ıa de origen renovable en el sistema el´ectrico nacional. Sin embargo, todav´ıa no se ha aprovechado en Espa˜na la capacidad de la tecnolog´ıa e´olica para aportar energ´ıa renovable de forma distribuida, mediante su integraci´on en entornos urbanos, semi-urbanos, industriales y agr´ıcolas, especialmente asociada a puntos de consumo de la red de distribuci´on. [26] Las instalaciones e´olicas de peque˜na potencia presentan caracter´ısticas propias, que las dotan de una serie de ventajas adicionales respecto a la gran e´olica, mayor eficiencia global por las p´erdidas evitadas en las redes de transporte y distribuci´on, y que permiten la integraci´on de generaci´on renovable sin necesidad de crear nuevas infraestructuras el´ectricas. Adem´as, pueden fomentar la implicaci´on ciudadana en la mejora de la eficiencia energ´etica, el autoabastecimiento energ´etico y la lucha contra el cambio clim´atico. T´ecnicamente, estas aeroturbinas tienen una estructura similar a las grandes, con un dise˜no m´as simple (sistemas de orientaci´on pasivos, generadores el´ectricos de bajo mantenimiento, ausencia de multiplicadores). Bajo impacto ambiental: por su menor tama˜no e integraci´on en entor- Introducci´on 4 nos urbanos (impacto visual), y se trata del aprovechamiento de un recurso como el aire, que no genera emisiones de CO2 y es respetuoso con el medioambiente; Generaci´on de energ´ıa pr´oxima al punto de consumo: se evita las p´erdidas por transporte de la generaci´on distribuida. En el caso de instalaciones conectadas a la red, optimiza su aprovechamiento y se conecta directamente (red el´ectrica distribuida existente). Proporcionar energ´ıa en lugares aislados:se puede instalar como complemento a otro tipo de instalaciones ligadas al autoconsumo (placas fotovoltaicas), o como fuente primaria de sistemas h´ıbridos. Instalaci´on sencilla:que se transporta e instala f´acilmente. Su coste de mantenimiento es bajo. Necesidad de vientos moderados: se puede instalar en peque˜nos emplazamientos o terrenos. Se instala bien en suelo o en cubierta Generaci´on de ruidos, vibraciones y turbulencias: por lo que sus posibilidades de instalaci´on e integraci´on a nivel dom´estico e industrial han ido aumentando con el tiempo, ofreciendo as´ı un gran potencial de desarrollo como fuente de energ´ıa. Regulaci´on y marco retributivo tramitaci´on administrativa y conexi´on a la red distribuida; ya que no se diferencia de la generaci´on de electricidad mediante parques e´olicos con instalaciones de gran potencia. 1.2.1. Aerogeneradores de baja potencia La tecnolog´ıa est´a en constante evoluci´on. Estados Unidos est´a a la cabeza del desarrollo en minie´olica. En Europa destacan Reino Unido, Holanda y Alemania. [15] China tambi´en se encuentra presente en el mercado. Espa˜na exporta esta tecnolog´ıa a la espera de una regulaci´on que impulse su mercado interior En la actualidad en Espa˜na, los peque˜nos aerogeneradores son generalmente utilizados para el autoconsumo de edificaciones aisladas, junto con paneles solares fotovoltaicos forman parte de peque˜nos sistemas h´ıbridos gracias a la combinaci´on de la energ´ıa del sol y el viento que permiten garantizar el suministro el´ectrico. Estos sistemas, bastante fiables, incluyen bater´ıas para almacenamiento de la energ´ıa sobrante y poder suplir al usuario en ausencia de viento y sol. La otra posibilidad consiste es utilizar en la producci´on de energ´ıa y verterla a la red el´ectrica, opci´on en fase de desarrollo en Espa˜na en espera Introducci´on 5 Figura 1.1: Microturbina Enea renovables. Fuente:www.erasolar.es de condiciones m´as favorables, la configuraci´on del sistema conectado a red es la m´as sencilla de todas, por la ventaja que supone disponer de red el´ectrica estable. Suelen incorporar solo el aerogenerador; la presencia de acumulaci´on, control y la implicaci´on de los consumos dependen del marco normativo y retributivo, y no constituyen una imposici´on t´ecnica para que el sistema funcione correctamente. [26] Las estimaciones en cuanto a evoluci´on de la potencia en servicio de instalaciones de peque˜na potencia (minie´olica) que plantea el PER o Plan de Energ´ıas Renovables 2011-20, alcanzan un aumento desde 5MW en 2011 hasta 50 MW anuales en 2015 y durante los cinco a˜nos siguiente hasta 2020, acumulando de 300 MW en el per´ıodo 2011-2020. El aumento progresivo del precio de los combustibles potencia su rentabilidad, facilitando su expansi´on en el mercado nacional, as´ı como el cambio clim´atico y el aumento continuado de la demanda el´ectrica. [26] La industria de minie´olica en Espa˜na ha iniciado su proceso de expansi´on a trav´es de la APPA, asociaci´on constituida por productores, promotores y fabricantes de aerogeneradores de peque˜na potencia en Espa˜na. Con variedad de dise˜nos y productos, desde aerogeneradores de hasta 10 kW de eje horizontal, hasta equipos de eje vertical con umbrales de potencia de hasta 100 kW. La tecnolog´ıa permite su desarrollo y las empresas est´an bien posicionadas en el mercado, trabajando en avances y mejoras de cara a una efectiva conexi´on a la red, frenada por la regulaci´on normativa que no favorece su Introducci´on 6 crecimiento [5]. 1.2.2. Aplicaci´on de los aerogeneradores de peque˜na potencia Existen dos aplicaciones generales de utilizar la energ´ıa el´ectrica generada a partir de los aerogeneradores de baja potencia: instalaciones aisladas e instalaciones conectadas a la red el´ectrica. Instalaciones aisladas de la red el´ectrica Las peque˜nas turbinas e´olicas constituyen fuente econ´omica de electricidad para sitios aislados, la aplicaci´on m´as com´un de sistemas aislados es la electrificaci´on de viviendas rurales. Estas instalaciones cuentan generalmente con un peque˜no aerogenerador, una o m´as bater´ıas para almacenar la energ´ıa generada y un regulador que controla la carga y descarga de las bater´ıas, dependiendo de la aplicaci´on, pueden incluir un inversor para transformar la electricidad de corriente continua en alterna. En general la fluctuaci´on del viento hace que no se pueda obtener una producci´on de electricidad de manera constante. Por esta raz´on, en muchas ocasiones se usa una turbina e´olica en combinaci´on con otra fuente de generaci´on, como paneles fotovoltaicos o un generador diesel [14]. Estos sistemas aut´onomos no conectados a ninguna red el´ectrica de gran tama˜no son responsables en s´ı mismos del control de la tensi´on y la frecuencia del sistema. En funci´on del tama˜no del sistema, las soluciones tecnol´ogicas para sistemas e´olicos aislados son: Sistemas h´ıbridos:potencia menor de 50 kW, basan su funcionamiento en la presencia de la bater´ıa, t´ıpicamente incluyen generaci´on fotovoltaica y permiten un gran abanico de aplicaciones y usos, incluyendo sistemas e´olicos dom´esticos, de muy peque˜na potencia; Sistemas e´olico-di´esel:con potencia mayor de 50 kW, normalmente utilizados en redes ya alimentadas por centrales di´esel; Sistemas sin acumulaci´on el´ectrica ni grupo:su funcionamiento no est´a basado en la presencia de un grupo electr´ogeno. Son t´ıpicas de este grupo las aplicaciones con agua o calor-fr´ıo. Introducci´on 7 Figura 1.2: Generaci´on Distribuida. Fuente: www.consultantsurveyor.com La mayor parte de aerogeneradores e´olicos de baja potencia han estado conectados a sistemas aislados de la red, estaban tradicionalmente situados en zonas donde no est´a disponible la red el´ectrica convencional. Sistemas conectados a la red GENERACION DISTRIBUIDA Sistemas compuestos por peque˜nos generadores conectados a grandes redes el´ectricas [16], donde hay un operador del sistema que se encarga del control general (esta aplicaci´on es llamada con frecuencia conexi´on a red). En el caso de los sistemas conectados a red, las posibilidades son tambi´en numerosas, en funci´on del espacio disponible y de las restricciones legales y econ´omicas, aunque no presenta tanta dispersi´on en cuanto a configuraciones, dado que la presencia de la red determina el comportamiento del sistema. [29] Las aplicaciones e´olicas distribuidas experimentan un crecimiento acelerado debido a la escalada creciente de los precios de la energ´ıa y a la demanda cada vez mayor de generaci´on distribuida. Su objeto es la venta a la compa˜n´ıa el´ectrica del 100 % de la energ´ıa producida. Este sistema es el vigente, la prima que se cobra es la misma que corresponde a la gran e´olica. A futuro se estima que las instalaciones de aerogeneradores baja potencia dispongan de una legislaci´on propia, facilitando las barreras administrativas vigentes y asignando una tarifa espec´ıfica [26]. Introducci´on 14 Aerogeneradores de eje vertical Dentro de las aeroturbinas de eje vertical, se pueden encontrar tres tipos de tecnolog´ıas: Savonius, Darrieus y Giromill. Savonius : Utilizan la resistencia aerodin´amica para extraer la energ´ıa del viento Darrieus: utilizan fuerza de elevaci´on del aire por sustentaci´on Las turbinas con rotores de eje vertical no precisan ning´un sistema de orientaci´on activo para captar la energ´ıa del viento. Presentan la ventaja a˜nadida, con respecto a las turbinas de eje horizontal, de disponer del tren de potencia y el sistema de generaci´on el´ectrica a nivel del suelo, lo que facilita las labores de mantenimiento. Como principales obst´aculos se encuentran la dificultad de regular la potencia ante vientos altos en este tipo de turbinas, la fluctuaci´on del par motor en el giro de la aeroturbina, as´ı como el menor rendimiento del sistema de captaci´on respecto a las aeroturbinas de eje horizontal. Estos inconvenientes hab´ıan llevado a la pr´actica extinci´on de los modelos de eje vertical, en los ´ultimos a˜nos este tipo de aerogeneradores ha experimentado un resurgimiento por su uso en el entorno urbano, por sus d´uctiles prestaciones a ser integrados en edificios: producir menor nivel sonoro, menor impacto visual, mejor comportamiento ante flujo turbulento. Son varios los fabricantes que, ante las buenas perspectivas en este campo, se han lanzado al dise˜no y fabricaci´on de nuevos modelos, algunos de ellos ya disponibles a nivel comercial. 1.2.3. Componentes de los aerogeneradores de baja potencia A continuaci´on se presenta un an´alisis de las soluciones tecnol´ogicas adoptadas en el dise˜no de los aerogeneradores de peque˜na potencia analiz´andose las opciones m´as utilizadas en los modelos existentes en el mercado actual, y compar´andolas con las soluciones utilizadas en grandes aerogeneradores [24]. Rotor: Se describe en este apartado el rotor de aerogeneradores de eje horizontal. Las turbinas pueden dise˜narse para que funcionen en la configuraci´on de barlovento (cuando el rotor se encuentra delante de la torre) o Introducci´on 15 Figura 1.5: Cuadro de tipos de aerogeneradores de peque˜na potencia.Fuente: energy wind sotavento (cuando el rotor se encuentra detr´as de la torre). La mayor parte de los aerogeneradores en el mercado son aerogeneradores de eje horizontal a barlovento (el viento les llega de frente); en esto coinciden con los grandes aerogeneradores, que son todos a barlovento. La tecnolog´ıa utilizada var´ıa desde rotores de dos palas, hasta rotores de 6 palas, cubriendo todas las soluciones intermedias: 3, 4, 5 y 6 palas. Los m´as utilizados son los de tres palas debido a su comportamiento din´amico y a su mayor rendimiento aerodin´amico. Sin embargo se han experimentado configuraciones de aerogeneradores de una sola pala (monopalas) y aerogeneradores de dos palas, utilizando mayor n´umero de palas en los aerogeneradores de potencia nominal inferior a 250W. El material de las palas es mayoritariamente fibra de vidrio/poli´ester, y en algunos casos madera. Existen adem´as aerogeneradores a sotavento, cuyo n´umero est´a creciendo en los nuevos dise˜nos orientados a integraci´on en zonas urbanas. SISTEMA DE REGULACI´ ON: POTENCIA Y VELOCIDAD Existe gran variedad de soluciones utilizadas para regular la potencia y la velocidad de giro en los peque˜nos aerogeneradores. Entre ellas se incluyen: “Sin regulaci´on”, el aerogenerador se dise˜na para soportar las cargas que se produzcan en todas las condiciones de operaci´on, incluidas las Introducci´on 16 velocidades de giro que puedan presentarse en funcionamiento en vac´ıo. “Regulaci´on por desorientaci´on” el eje del rotor se desalinea en el plano horizontal respecto a la direcci´on del viento incidente. “Regulaci´on por cabeceo”, similar al anterior, pero en el que la desalineaci´on se produce en el plano vertical. “Regulaci´on por cambio de paso”. El cambio de paso activo es la soluci´on utilizada en los aerogeneradores grandes, pero poco utilizada en peque˜na e´olica, en la mayor parte de los casos se utilizan sistemas de cambio de paso pasivos. “Regulaci´on por p´erdida aerodin´amica”, similar a la utilizada en grandes aerogeneradores, consiste en una disminuci´on del coeficiente de potencia a partir de cierta velocidad de viento, que ocurre por el comportamiento aerodin´amico de las palas, sin necesidad de actuaci´on externa. SISTEMA DE FRENADO: En los aerogeneradores que s´olo llevan un sistema de frenado, la soluci´on es mediante cortocircuito del generador el´ectrico. En el caso de utilizar dos sistemas de frenado, el primero es freno mec´anico o aerodin´amico mediante posicionamiento de las palas en la posici´on de “bandera”. Para el segundo sistema se utiliza freno mec´anico, aerodin´amico o por cortocircuito del generador el´ectrico. SISTEMA DE ORIENTACI´ ON: Las m´aquinas en posici´on de barlovento necesitan un sistema de orientaci´on que mantenga la maquina alineada con el viento, las m´aquinas orientadas a sotavento donde el propio rotor hace de veleta, no necesitan un sistema de orientaci´on. El sistema de orientaci´on para los aerogeneradores de peque˜na potencia a barlovento es un sistema pasivo, mec´anico, denominado “por veleta de cola”. El tim´on veleta de orientaci´on utilizado es, indistintamente, recto o elevado (con el fin de disminuir la acci´on de la estela del rotor sobre el tim´on). GENERADOR EL´ ECTRICO: La mayor´ıa de los dise˜nos de peque˜na potencia usan conexi´on directa entre el rotor del aerogenerador y el generador el´ectrico, sin existencia de caja de multiplicaci´on, si bien se han localizado Introducci´on 17 algunos dise˜nos con una multiplicadora de dos etapas. En los aerogeneradores de micropotencia (<3kW) el tipo de generador utilizado es un alternador de imanes permanentes (PMG son sus siglas en ingl´es) de 4, 6, 8 o 10 pares de polos. En el caso de aerogeneradores en el rango de los 3 −30kW, si bien hay una tendencia generalizada al uso de PMG, tambi´en se utiliza la opci´on de generadores de inducci´on. CONTROL ELECTR´ ONICO: Hasta ahora se ha comentado sistemas de regulaci´on mec´anicos y/o aerodin´amicos, pasivos. Tambi´en se usan sistemas de regulaci´on electr´onicos, activos, que act´uan sobre la generaci´on el´ectrica a la salida del generador, hay que tener en cuenta que los generadores el´ectricos utilizados hoy en d´ıa son trif´asicos, de tensi´on y frecuencia variables, mientras que los sistemas a los que se van a conectar normalmente requieren suministro en alterna (monof´asico o trif´asico) a tensi´on y frecuencia estables. INVERSOR: Los inversores convierten la energ´ıa CC a AC. Este dispositivo es necesario debido a que los m´odulos, bater´ıas y la generaci´on de la mayor´ıa de los peque˜nos aerogeneradores se transforma a energ´ıa CC, mientras que la mayor´ıa de las aplicaciones y dispositivos requieren energ´ıa AC. Los inversores se dimensionan de acuerdo a su producci´on de energ´ıa continua m´axima. La mayor´ıa de los inversores son capaces de manejar energ´ıa adicional a su tama˜no pero ´unicamente por cortos per´ıodos de tiempo. Esta capacidad de pico es ´util para satisfacer las ocasionales subidas de carga tales como cuando arranca un motor. TORRE SOPORTE: Respecto al tipo de torre encontramos una amplia dispersi´on, us´andose torres atirantadas o autoportantes, tubulares y de celos´ıa. Es pr´actica habitual que el fabricante ofrezca diferentes tipos de acuerdo a las caracter´ısticas del emplazamiento. El mismo criterio respecto a la altura de la torre, encontramos casos en los que el mismo modelo se ofrece con torres de 6 a 40 metros. Introducci´on 18 1.2.4. Producciones intelectuales recientes Siguiendo la publicaci´on de Roger C.en su art´ıculo ”Voltage regulation in distribution circuits with wind power” [2] propone el an´alisis de la regulaci´on de la tensi´on de varios aerogeneradores y compara varios m´etodos de control de la potencia activa y reactiva. El paper hace hincapi´e en el estudio de una distribuci´on radial con integraci´on de aerogeneradores conectados al final de la red el´ectrica. En el mismo paper se explica c´omo se realiz´o el modelado utilizando la herramienta de simulaci´on OpenDSS [11] . Dugan, concluye que los resultados obtenidos muestran que el control constante del factor de potencia y el factor de potencia de la potencia activa regula el factor de potencia de los aerogeneradores como un valor deseado. Adem´as, Roger dice que el control de la tensi´on activa regula la tensi´on en el punto de inteconexi´on deseado. En otras publicaciones donde G. M. Shafiullah en su articulo publicado en la revista Journal of Wind Energy por t´ıtulo ¨ Influences of Wind Energy Integration into the Distribution Network” [25] afirma en su investigaci´on enfocado en el desarrollo de modelos de simulaci´on para la soluci´on de fluctuaciones de la tensi´on que sufre la red y causa problemas en la subestaci´on y la distribuci´on de carga del transformador y en las caracter´ısticas del flujo de energ´ıa y en las emisiones de arm´onicos con la integraci´on de la energ´ıa e´olica en tanto el alto voltaje (HV) y baja tensi´on (BT) de la red de distribuci´on (DN). A partir del an´alisis del modelo, se ha indicado claramente que las influencias de estos problemas aumenta con la creciente integraci´on de la energ´ıa e´olica en tanto el alto voltaje y la distribuci´on de baja tensi´on red; Sin embargo, el nivel de efectos adversos es mayor en el DN LV en comparaci´on con el HV DN. 1.3. Normativa Las normativas existentes se han desarrollado fundamentalmente para grandes aerogeneradores conectados a la red en parques e´olicos, pero esto no significa que por ese motivo no se apliquen a aergeneradores de peque˜na potencia. Las normativas m´as importantes utilizadas en este estudio son: Ley 24/2013, de Diciembre, del Sector El´ectrico [9] Introducci´on 19 Real Decreto 900/2015, de 9 de octubre, por el que se regulan las condiciones administrativas,t´ecnicas y econ´omicas de las modalidades de suministro de energ´ıa el´ectrica con autoconsumo y de producci´on con autoconsumo [10] Real Decreto 1955/2000, de 1 de diciembre, por el que se regulan las actividades de transporte, distribuci´on, comercializaci´on, siministro y procedimientos de autorizaci´on de instalaciones de energ´ıa el´ectrica [7] Real Decreto 842/2002, de 2 de Agosto, por el que se aprueba el Reglamento Electrot´ecnio de Baja Tensi´on [8] “Requisitos de dise˜no para peque˜nos aerogeneradores” : norma espec´ıficamente elaborada para la tecnolog´ıa e´olica de baja potencia (de ´area barrida de rotor menor de 200m2[22]. “T´ecnicas de medida de ruido ac´ustico”: En un anexo dedicado a peque˜nos aerogeneradores [22]. “Medida de la curva de potencia de aerogeneradores productores de electricidad” : En un anexo dedicado a la medida de la curva de potencia en peque˜nos aerogeneradores, pero comparte todo el procedimiento de equipos y medida con el de los grandes aerogeneradores [22] “Certificaci´on de aerogeneradores” : Define los requerimientos para la certificaci´on del aerogenerador completo, hace referencia a buena parte de los otros est´andares definidos para los diferentes componentes) [22] La Directiva Europea 2009/28/CE relativa al fomento de Energ´ıas Renovables, de obligada transposici´on a los Estados Miembros para finales de a˜no 10, hace hincapi´e en la Generaci´on Distribuida, establece objetivos vinculantes e insiste reiteradamente en la integraci´on de las renovables en los sectores del urbanismo y la edificaci´on [21]. Consciente del importante papel que habr´an de desempe˜nar las entidades locales, el IDAE, con la colaboraci´on de la Federaci´on Espa˜nola de Municipios y Provincias (FEMP), esta ´ultima a trav´es de la Red Espa˜nola de Ciudades por el Clima, insta a las administraciones locales a incorporar ordenanzas relativas a la utilizaci´on de energ´ıas renovables. Introducci´on 20 Se resaltan los aspectos de la nueva Directiva de Energ´ıas Renovables (ER) (2009/29/CE) con influencia en la tecnolog´ıa minie´olica y la energ´ıa distribuida [30]. Cap´ıtulo 2 Fundamentos te´oricos del estudio The IEEE European Low Voltage Test Feeder Este trabajo se basa en el uso de la red de prueba Test Feeder LV European del IEEE (Institute of Electrical and Electronic Engineers) [23]. El circuito “European Low Voltage Test Feeder” est´a basado en una red de distribuci´on de baja tensi´on de estilo europeo, situada en una zona residencial cercana a Manchester. Consiste en una red de distribuci´on de baja tensi´on trif´asica, con una frecuencia base de 50 Hz. El circuito comienza con un centro de transformaci´on, donde se transforma de 11kV a 400V. Desde el centro de transformaci´on, salen unas l´ıneas de distribuci´on en baja tensi´on que alimentan 55 viviendas, cada una con un perfil de demanda diario determinado. En la figura 2.1 se muestra un esquema unifilar del circuito en cuesti´on. 2.1. Datos de la red de prueba La parte de alta tensi´on del centro de transformaci´on, ha sido modelada en OpenDSS como un equivalente de Thevenin, es decir, una fuente de tensi´on con una impedancia. En este punto es donde se encuentra el nudo balance del sistema. Fundamentos te´oricos 22 Figura 2.1: Esquema unifilar del circuito. Fuente: The IEEE European Low Voltage Test Feeder Los datos que definen este equivalente de Thevenin son los siguientes: Tensi´on Nominal (kV) 11 Tensi´on (p.u.) 1.05 Intensidad de cortocircuito trif´asico (A) 3000 Intensidad de cortocircuito monof´asico (A) 5 Tabla 2.1: Nudo de Balance 2.2. Caracter´ısticas del transformador El transformador se encuentra en la seccion llamada “Power Delivery Elements” dentro de OpenDSS. Estos son elementos con dos o m´as terminales, donde cada terminal puede tener uno o m´as conductores. Se definen por su potencia nominal, sus tensiones y la impedancia en tanto por ciento. Las caracter´ısticas del transformador son las mostradas en la tabla 2.2 2.3. Caracter´ısticas de las l´ıneas Las l´ıneas forman parte de los “Power Delivery Elements” dentro de OpenDSS. Son elementos con dos terminales, y se definen por su c´odigo Fundamentos te´oricos 23 Potencia nominal (kVA) 800 Tensiones Nominales (kV) 11/0.416 Conexi´on ∆/Y puesta a tierra Resistencia en % 0.4 Reactancia en % 4 Variaci´on de tensi´on ±5 % Tabla 2.2: Datos del transformador. Fuente: The IEEE European Low Voltage Test Feeder de l´ınea y por su longitud. El c´odigo de l´ınea contiene informaci´on sobre la impedancia y admitancia de la l´ınea por unidad de longitud. Las l´ıneas existentes en el circuito tienen las siguientes caracter´ısticas: C´odigo R1(Ω/km) X1(Ω/km) R0Ω/km X0Ω/km C1 C0 I(A) 2c 007 3.97 0.099 3.97 0.099 0 0 44 2c 0225 1.257 0.085 1.257 0.085 0 0 80 2c 16 1.15 0.088 1.2 0.088 0 0 80 35 SAC XSC 0.868 0.092 0.76 0.092 0 0 106 4c 06 0.469 0.075 1.581 0.091 0 0 150 4c 1 0.274 0.073 0.959 0.079 0 0 200 4c 35 0.089 0.0675 0.319 0.076 0 0 150 4c 185 0.166 0.068 0.58 0.078 0 0 295 4c 70 0.446 0.071 1.505 0.083 0 0 165 4c 95 SAC XC 0.322 0.074 0.804 0.093 0 0 205 Tabla 2.3: Tipos de l´ıneas. Fuente: The IEEE European Low Voltage Test Feeder 2.4. Caracter´ısticas de las cargas Las cargas forman parte de los “Power Conversion Elements” dentro de OpenDSS. Est´an modeladas como nudos PQ, es decir, su consumo de potencia activa y reactiva es constante (No depende de la tensi´on). Todas las cargas del circuito tienen las siguientes caracter´ısticas en com´un: Disposici´on de energ´ıa e´olica 30 entre los profesionales de diferentes ramas en y utilizado en todos los ´ambitos de la docencia e investigaci´on cient´ıfica. El Instituto tecnol´ogico de Canarias ha desarrollado un paquete de programas inform´aticos “CE2000” [4] para la gesti´on de los recursos e´olicos, este programa permite evaluar el potencial e´olico de un emplazamiento y permite extraer datos en modo gr´afico de velocidades medias, distribuci´on de velocidades, distribuci´on de las direcciones, densidad de potencia media de viento, densidad de energ´ıa de viento, estimaci´on de velocidades etc. Entre los gr´aficos representativos muestran el comportamiento del factor b´asico “la velocidad”, podemos determinar el potencial real del viento as´ı como su variaci´on en el tiempo. Figura 3.2: Gr´afico representativo de la velocidad del viento. Fuente: elaboraci´on propia Rosa de los vientos Para estudiar el comportamiento direccional del viento utilizamos las rosas de viento, en las cuales se muestra la informaci´on sobre las distribuciones de velocidad del viento y sobre la frecuencia de variaci´on de las direcciones del viento. En la gr´afica de velocidad, el valor m´aximo se encuentra al SE, con 11 m/s, tambi´en presentan velocidades de 7 m/s en la direcci´on de los alisios (NNE). En el gr´afico de frecuencias es evidente que la direcci´on predominante es NNE, NE, direcci´on en la que soplan los alisios. Disposici´on de energ´ıa e´olica 31 Figura 3.3: Gr´aficos representativos de la direcci´on del viento.Rosa de los vientos. Fuente: NRCS Natural Resources Conservation Service - Wind rose resources Histograma de viento La distribuci´on de probabilidad de la velocidad del viento nos permite conocer el comportamiento de la velocidad del viento en el punto de medida. La distribuci´on de probabilidad la obtenemos agrupando los datos medidos en intervalos de velocidad de viento y representando el porcentaje o probabilidad de cada intervalo. Para obtener una distribuci´on de probabilidad adecuada es necesario contar con un periodo suficiente de datos, lo m´as recomendable es tener un a˜no de datos de viento. Se ve que las velocidades m´as probables est´an en el rango de 5 m/s a 8 m/s, siendo menos probables en cuanto aumenta la velocidad, por lo que los vientos extremos son poco probables y las calmas tambi´en. Disposici´on de energ´ıa e´olica 32 Figura 3.4: Gr´aficos representativos de la direcci´on del viento. Fuente: elaboraci´on propia 3.3.3. Curva de duraci´on de la velocidad de viento La curva de duraci´on se obtiene a partir de la distribuci´on de probabilidad de la velocidad del viento y es la curva de probabilidad acumulada. Se interpreta como la probabilidad de que se supere una velocidad de viento determinada. De la curva de duraci´on se puede determinar el tiempo que el aerogenerador estar´a funcionando, el tiempo que estar´a parado por exceso de viento o porque no llegue a la velocidad de arranque, etc. En la distribuci´on de probabilidad de la velocidad del viento o la curva de duraci´on quedan recogidas las principales caracter´ısticas del recurso e´olico en nuestro emplazamiento. Con la curva de potencia del aerogenerador y la distribuci´on de probabilidad de la velocidad del viento se realizan c´alculos de producci´on energ´etica del aerogenerador. El a˜no t´ıpico [2002] presenta bajas velocidades de viento, la probabilidad Disposici´on de energ´ıa e´olica 33 que supere los 6 m/s es de 0,6, a partir de 10 m/s se verifica que es poco probable que haya viento. Figura 3.5: Curva de duraci´on [a˜no t´ıpico]. Fuente: elaboraci´on propia Distribuci´on de probabilidad de Weibull Dos funciones de distribuci´on de probabilidad anal´ıticas se utilizan para describir el comportamiento del viento, las distribuciones de Rayleigh y Weibull. Estas se adaptan bien a la forma t´ıpica de los histogramas de viento, se utilizan cuando es necesaria una expresi´on anal´ıtica de la probabilidad de la velocidad, por ejemplo en los modelos matem´aticos de campo de viento, y para resumir con uno o dos par´ametros la distribuci´on de probabilidades. La distribuci´on de probabilidad de Rayleigh es un caso particular de la de Weibull cuando k=2. Es por tanto una distribuci´on de probabilidad que s´olo depende de un par´ametro, por esta raz´on se suele ajustar peor a los datos Disposici´on de energ´ıa e´olica 34 Desviaci´on t´ıpica 1,38 V´alidos 1451 Perdidos 9 Media 6,54 Mediana 6,00 M´ınimo 0 M´aximo 16 Tabla 3.1: Valores estad´ısticos obtenidos de la distribuci´on de Weibull. Fuente: Homer software medidos que la distribuci´on de Weibull. La distribuci´on de Weibull queda definida por sus dos par´ametros (C y k), para ajustar la distribuci´on anal´ıtica a nuestros datos hay que calcular estos dos par´ametros. Ajuste de una distribuci´on de Weibull: Para ajustar una distribuci´on de Weibull con datos de viento medidos debemos tener un n´umero representativo, a partir de varios meses de datos de viento la distribuci´on se suele adaptar bien a las caracter´ısticas del viento. Se han realizado ajustes para los a˜nos estudiados y los valores estad´ısticos obtenidos de la distribuci´on de Weibull son: Teniendo la mediana a 6 m/s, por lo que la mitad del tiempo el viento soplar´a a menos de 6 m/s y la otra mitad soplar´a a m´as. La velocidad del viento media es de 6,54 m/s, que es el promedio de las observaciones de la velocidad del viento. La moda de la distribuci´on es de 6 m/s que es el valor m´as com´un. 3.4. Dimensionado del sistema e´olico 3.4.1. Caracter´ısticas emplazamiento Los requisitos necesarios para un considerar un emplazamiento viable en recurso e´olico deber´a cumplir con las siguientes caracter´ısticas: Velocidad del viento anuales que nos permita obtener sobre las 2.000 Disposici´on de energ´ıa e´olica 35 Figura 3.6: Curva hist´orica de viento y curva de Weibull. Fuente: elaboraci´on propia horas de producci´on e´olica, equivalente a potencia m´axima (horas equivalentes) Respetar la avifauna del entorno, estableciendo si es preciso un paso para aves migratorias, Lejan´ıa de m´as de un kil´ometro con n´ucleos urbanos para evitar la contaminaci´on ac´ustica de los parques e´olicos. La energ´ıa e´olica debe estar instalada en suelo no urbanizable, generalmente. No interferencia con se˜nales electromagn´eticas del entorno, ya que se˜nales de televisi´on, radio o telefon´ıa se pueden ver perjudicadas si no se instalan otros dispositivos que lo eviten Debemos definir la capacidad de nuestro aerogenerador considerando las horas equivalentes de producci´on anual, si es el sistema energ´etico primario o el complementario y analizar si cubre la demanda con la turbina seleccionada o si el caso lo requiere sobredimensionar su capacidad. En el cuadro adjunto citamos la clasificaci´on en funci´on de su potencia del IDAE y la denominaci´on cl´asica. Disposici´on de energ´ıa e´olica 36 Denominaci´on kW Utilizaci´on Muy baja <1 Embarcaciones, sistemas de comunicaci´on 1−10 Granjas, viviendas aisladas Baja 10,100 sistemas mixtos EO-diesel Media 100 −1000 Parques e´olicos Alta 1000 −10000 Parques e´olicos (mar) Muy alta >10000 En fase de investigaci´on Tabla 3.2: Energ´ıa e´olica. Fuente: IDAE, Instituto para la Diversificacion y Ahorro de la Energ´ıa 3.5. Estimaci´on de la producci´on energ´etica de un aerogenerador La producci´on de energ´etica de un aerogenerador en un determinado emplazamiento depende de dos factores: La distribuci´on de velocidad de viento en el emplazamiento. La curva de potencia del aerogenerador. La distribuci´on de velocidades se ha calculado en el apartado dedicado a la evaluaci´on del recurso e´olico. La curva de potencia de un aerogenerador es el gr´afico que nos indica la potencia el´ectrica que es capaz de generar la turbina para cada velocidad del viento. Variaci´on del viento con la altura La velocidad de viento no se mantiene constante, a medida que nos desplazamos verticalmente, cuando nos acercamos al suelo esta se reduce debido al rozamiento. Por lo tanto, lo ideal es realizar las medidas de velocidad a la misma altura a la que se va a colocar la turbina, generalmente se toman las medidas a una altura normalizada y luego se extrapolan a la altura de la turbina. Esta propiedad es ´util y hay que considerarla al instalar los aerogeneradores, los datos de distribuci´on de velocidades de viento se encuentran a la altura de 10 m por lo que debemos trasladarlos a la altura de un posible Disposici´on de energ´ıa e´olica 37 edificio de bloque de viviendas o un hotel podr´ıa estar a una altura de 37 m. Exponemos dos formulaciones, la simplificada de Hellman’s que estima el valor de la velocidad del viento a la altura h, conociendo la velocidad a 10 m sobre el terreno. Vh=V10[0,233 + 0,656log10(h+ 4,75)] (3.1) Vh: velocidad del viento a la altura h V10: velocidad del viento a la altura de 10m sobre el terreno h: altura que se quiere conocer la velocidad del viento Velocidad de viento a 37 me de altura: Se conoce la velocidad a 10 metros de altura, [anem´ometro]y la altura h a la que se quiere conocer la velocidad es a 37 metros. Adaptaci´on datos de viento seg´un altura La estaci´on anemom´etrica que efectu´o la campa˜na de medidas est´a a 10 metros de altura, mientras que el eje de los aerogeneradores normalmente se encuentra a una altura superior. Dado que el viento aumenta con la altura se debe realizar una correcci´on en altura de los datos obtenidos. El modelo empleado para la correcci´on del viento en altura es el potencial modificado de Mikhail y Justus: Vh=Va(Hh Ha )α(3.2) Vh:velocidad del viento a calcular (m/s) Vα:velocidad conocida del viento (m/s) Hh:altura a la que se quiere calcular los datos de viento m Hα:altura a la que se han obtenido los datos de viento m α=1 Ln(Hg H0)−0,0881 1−0,0881Ln(Hα 10 )LnVα 6(3.3) Hg=pHαHh(3.4) Disposici´on de energ´ıa e´olica 38 Hg=altura media geom´etrica entre distintas alturas Hg= longitud de la rugosidad del terreno (m) En la tabla expuesta 3.3 tenemos los datos de velocidad a 10 m y a 37 m calculados con la f´ormula que referencia el documento del Gobierno de Canarias; se muestra de forma gr´afica la diferencia de velocidades con la altura. Meses Velocidad (m/s)[h: 10m] Velocidad (m/s)[h: 37m] Enero 7.50 8.69 Febrero 7.97 9.17 Marzo 5.96 7.09 Abril 7.34 8.53 Mayo 7.02 8.20 Junio 6.20 7.34 Julio 6.14 7.28 Agosto 6.03 7.16 Septiembre 4.61 5.65 Octubre 5.58 6.69 Noviembre 5.46 6.56 Diciembre 4.50 5.53 PROMEDIO 6.16 7.30 Tabla 3.3: Velocidad corregida por la f´ormula Mikhail y Justus. Fuente: elaboraci´on propia Disposici´on de energ´ıa e´olica 39 Figura 3.7: Relaci´on de las velocidades del viento a 10 y 37 metros 3.6. Distribuci´on de la velocidad de viento Para este estudio se hizo uso de las velocidades de viento obtenidas mediante datos hist´oricos de a˜nos anteriores, las velocidades de viento en horas de un a˜no natural. 3.6.1. Curva media anual de viento Figura 3.8: Datos hist´oricos de la curva media anual de las velocidades de viento para La Graciosa. Fuente: elaboraci´on propia Disposici´on de energ´ıa e´olica 46 renovable en zonas urbanas;podr´a instalarse sobre tejado, cubierta o jard´ın. La curva de potencia de cada tipo de aerogenerador, seg´un su potencia se muestra en las imag´enes siguientes: Modelo Potencia Nominal Tensi´on Factor de potencia Fases Tornado serie 1 1 kW 24V, 48V 1 1 Tornado Serie 3 3 kW 24V, 48V 1 1 Tornado Serie 4.4 5 kW 24V, 48V 1 1 Tabla 3.7: Caracter´ısticas de los aerogeneradores verticales elegidos. Fuente: Technowind Figura 3.13: Curva de potencia aerogenerador vertical VisionAIR3 de 1 kW. Fuente: Technowind Disposici´on de energ´ıa e´olica 47 Figura 3.14: Curva de potencia aerogenerador vertical VisionAIR3 de 3 kW. Fuente: Technowind Figura 3.15: Curva de potencia aerogenerador vertical VisionAIR3 de 5 kW. Fuente: Technowind Disposici´on de energ´ıa e´olica 48 Figura 3.16: Est´etica del aerogenerador vertical de minie´olica. Fuente: Technowind 3.8.1. Conexi´on de aerogeneradores verticales a la red de prueba La gran mayor´ıa de aerogeneradores de peque˜na potencia, producen su energ´ıa en corriente continua a 12, 24 o 48 V, por lo que es necesario realizar una transformaci´on a 230 V en corriente alterna para poder conectarlos a la red. Para ello, es necesario el uso de un inversor. Seg´un el modelo de aerogenerador, el inversor puede venir incorporado, o de lo contrario es necesario instalar uno aparte. El inversor se encarga de inyectar la potencia en sincron´ıa con la red, por lo que el factor de potencia se puede considerar unitario. 3.9. Modelado del aerogenerador gen´erico en OpenDSS Lo principal para OpenDSS [12] es que los datos de los aerogeneradores ser´an introducidos como un generador con una curva de generaci´on variable en el tiempo tal y como se muestra en la figura 3.18. Disposici´on de energ´ıa e´olica 49 Los aerogeneradores verticales elegidos ser´an introducidos como un generador con una curva de generaci´on variable en el tiempo. Dentro del programa, los generadores forman parte de los “Power Conversion Elements”. Estos inyectan una potencia activa y reactiva especificada, que no depende de la tensi´on del nudo [18]. Dado que la conexi´on de estos generadores a la red se realiza a trav´es de un inversor, su potencia ser´a solo activa, es decir, tendr´an un factor de potencia unitario. Los generadores estar´an conectados en viviendas con una instalaci´on monof´asica, por lo tanto estar´an conectados a una ´unica fase de la red de distribuci´on [28]. 3.9.1. Curva de potencia de los aerogeneradores y curva gen´erica Se hace la comparaci´on de las tres curvas perteneciente a los aergeneradores elegidos para obtener la curva gen´erica. La curva gen´erica es fundamental para modelar la curva de potencia del aerogenerador en matlab. Se opt´o realizarlo as´ı y no utilizando cada curva de cada aerogenerador porque en el cap´ıtulo 4 de simulaciones se ver´a que la potencia m´axima ser´a igual a su potencia contratada por cada vivienda. Cada vivienda tiene una potencia contratada que difiere mucho unas de otras, por lo cual el c´alculo de la curva gen´erica de los tres aerogeneradores se ve justificada de esta manera. Figura 3.17: Curva de potencia de los 3 aerogeneradores verticales.Fuente: elaboraci´on propia Disposici´on de energ´ıa e´olica 50 Figura 3.18: Curva de potencia gen´erica de los aerogeneradores verticales utilizados. Fuente: elaboraci´on propia 3.10. Rendimiento del inversor Los inversores comerciales suelen tener un rendimiento de entre el 9599 %. 3.11. Curva anual de generaci´on Estos resultados han sido obtenido utilizando la herramienta Homer [20]. El metodo para obtener esta curva de generacion para cada hora durante un a˜no fue sustituir los valores de la curva de potencia en la curva horaria de velocidades de viento obtenida en el apartado 3.6.2 y luego multiplicar este valor por el rendimiento del inversor. Disposici´on de energ´ıa e´olica 51 Figura 3.19: Curva anual de producci´on de energ´ıa e´olica.Fuente: elaboraci´on propia 3.11.1. Curva mensual de generaci´on Los valores de estas curvas de generaci´on se exportan en un archivo con extensi´on .txt, que m´as adelante ser´a utilizado para introducir los aerogeneradores en OpenDSS. Figura 3.20: Curva mensual de producci´on de energ´ıa e´olica en Febrero.Fuente: elaboraci´on propia Disposici´on de energ´ıa e´olica 52 Figura 3.21: Curva mensual de producci´on de energ´ıa e´olica en Diciembre.Fuente: elaboraci´on propia Cap´ıtulo 4 Experimentaci´on: estudio de escenarios En este cap´ıtulo se estudiar´a el comportamiento de la red en diferentes escenarios de integraci´on de energ´ıa e´olica. Para ello se realizar´an las simulaciones en OpenDSS, el cual estar´a conectado a trav´es de una interfaz con Matlab, y as´ı realizar las distintas simulaciones. Las simulaciones realizadas mediante el OpenDSS consistir´a en estudios de flujo de potencia, en los que se calcular´an las tensiones en todos los nudos del circuito, las intensidades en las l´ıneas, y los flujos de potencia que circulan por el centro de transformaci´on. Como ya se ha comentado en cap´ıtulos anteriores, las redes de distribuci´on actuales no est´an preparadas para albergar gran cantidad de generaci´on distribuida, ya que fueron dise˜nadas para conectar ´unicamente cargas, y no generadores. Por ello, la conexi´on de dichos generadores podr´an acarrear problemas t´ecnicos como: Variaciones de tensi´on que superen los l´ımites exigidos Superaci´on de los l´ımites t´ermicos de los conductores Exceso de energ´ıa reactiva en la red Flujos inversos de potencia (seg´un la compa˜n´ıa distribuidora) Debido a estos problemas, es importante realizar estudios de flujo de potencia para conocer cu´ales son los l´ımites de integraci´on que tiene la red. Experimentacion: estudio de escenarios 54 En el estudio realizado sobre este circuito, se har´a hincapi´e en el an´alisis de las tensiones y las intensidades. El exceso de energ´ıa reactiva no se considera importante en este caso, ya que la potencia inyectada ser´a ´unicamente activa gracias a los inversores que poseen los aerogeneradores. 4.1. Escenarios simulados Los escenarios que se van a simular en el sistema se pueden dividir en dos categor´ıas: 1. No se exigen valores en las variables: Escenario 1: En este escenario se simular´a la red sin generaci´on distribuida. Es el caso por defecto. Escenario 2: En este escenario se incorpora en cada nudo un aerogenerador de 5 kW. 2. S´ı se exigen valores en las variables: Escenario 3: En este escenario se incorporan aerogeneradores en los distintos nodos tal que la m´axima potencia que se puede incorporar en cada uno de ellos est´a limitada por la potencia contratada de cada nodo. La distribuci´on de potencias en cada nodo viene determinada por un proceso aleatorio tal y como se explicar´a mas adelante. Escenario 4: En este escenario se incorporan aerogeneradores en los distintos nodos tal que la m´axima potencia que se puede incorporar en cada uno de ellos est´a limitada por la potencia contratada de cada nodo y adem´as de esto, por la potencia m´axima de 5 kW. La distribuci´on de potencias en cada nodo viene determinada por un proceso aleatorio. En la primera categor´ıa no se exige a los escenarios ninguna condici´on, simplemente se pretende analizar el resultado de las simulaciones en dos escenarios extremos. En la segunda categor´ıa se utilizar´a el m´etodo de Montecarlo para distribuir la potencia en los distintos nodos. Adem´as, en esta segunda categor´ıa se exigir´a que los valores de tensi´on (RD 1955/2000) [7] como de intensidad est´en dentro de los l´ımites permitidos. Para el caso de la tensi´on Experimentacion: estudio de escenarios 55 estos l´ımites ser´an ±7 % de la tensi´on de alimentaci´on nominal y para la intensidad, que ´esta no sobrepase la intensidad admisible del cable. Por otro lado, para cada escenario se analizar´an los siguientes resultados: 1. Tensiones Tensiones m´aximas y m´ınimas obtenidas Registro temporal de tensiones en los nodos 1, 24 y 35. Estos nodos se representan sobre la red en la imagen 4.1. Adem´as estos nodos est´an conectados a cada una de las tres fases, tal y como se representa en la tabla 4.1. Fases Cargas 1 1 2 35 3 24 Tabla 4.1: Fases conectadas a los nodos 1, 24 y 35. Fuente: elaboraci´on propia 2. Intensidades Intensidades m´aximas y m´ınimas obtenidas Registro temporal de intensidades en la l´ınea 1. Esta l´ınea se representa en la imagen 4.1. 3. Potencias Registro de la potencia activa y reactiva que atraviesa el centro de transformaci´on. Experimentacion: estudio de escenarios 62 (a) Intensidades m´axima y m´ınima en las l´ıneas. Fuente: elaboraci´on propia (b) Intensidad en la l´ınea 1 Figura 4.4: Intensidades en el escenario 1. Fuente: elaboraci´on propia Experimentacion: estudio de escenarios 63 4.2.3. An´alisis de resultados: potencia y energ´ıa Potencia activa y reactiva en el C.T. En la figura 4.5 se observan la potencia activa y reactiva en el centro de transformaci´on durante un d´ıa. En el eje xse representan los minutos del d´ıa. En azul se representa en kW la potencia activa, en rojo se representa la potencia reactiva en kVAr. Se observa en esta imagen que los valores se encuentran por encima del eje x, significando que la potencia fluye desde el transformador hacia el circuito. Figura 4.5: Potencia activa y reactiva que circula por el centro de transformaci´on. Fuente: elaboraci´on propia Energ´ıa A continuaci´on se calcular´a la energ´ıa que circula por el centro de transformaci´on. En la tabla 4.2 se observan la energ´ıa activa y reactiva transferida al circuito durante un d´ıa. Experimentacion: estudio de escenarios 64 Energ´ıa Cantidad Activa 460 kWh Reactiva 150,45 kVArh Tabla 4.2: Estado inicial de energ´ıa en la red de distribuci´on de prueba. Fuente: elaboraci´on propia Haciendo los c´alculos para un a˜no entero tendremos 168,000 kWh y 55,115 kVArh 4.2.4. Conclusiones Como se puede observar, tras los resultados obtenidos, vemos que no existe ninguna anomal´ıa en el comportamiento del circuito. Las tensiones de todos los nodos se mantienen en todo momento dentro de los l´ımites de ±7 %. Las tensiones de los nodos que se encuentran m´as cerca del centro de transformaci´on son las que permanecen m´as estables a lo largo del d´ıa. En las cargas que est´an m´as alejadas del centro de transformaci´on, como es de esperar es donde se producen las mayores ca´ıdas de tensi´on, sobre todo entre 8:00 y las 12:00 horas. El porcentaje de carga en las l´ıneas no supera en ning´un momento el 100 %. La l´ınea que m´as llega a cargarse es la primera l´ınea, la cual es l´ogico porque esta sale del transformador. Se puede observar tambi´en que la potencia siempre fluye en el mismo sentido, puesto que no existe generaci´on en la red de distribuci´on. Por otro lado, se aprecia en el aspecto de las gr´aficas que coincide con el t´ıpico perfil de demanda de consumo residencial. Experimentacion: estudio de escenarios 65 4.3. Escenario 2 Ya conocemos cu´al es el estado inicial del circuito. El siguiente paso que se realizar´a ser´a la integraci´on de los generadores e´olicos. Si en el escenario anterior no se integr´o potencia, en este escenario se integrar´a una cantidad de potencia que, como se ver´a resultar´a excesivo. La normativa vigente determina que la potencia m´axima a instalar ser´a la de aquella que cada usuario tenga contratada. En este caso se obviar´a esta normativa y se instalar´an 5 kW en cada vivienda. De esta manera se podr´a observar como actuar´ıa la red si cada cliente instalara un aerogenerador de esta potencia, de tal forma que se pueda tener una referencia de lo que ser´ıa un exceso de energ´ıa inyectada en la red. En el contexto de este proyecto, este escenario representar´ıa la situaci´on contraria del caso anterior. Se decidi´o escoger una potencia a instalar de 5 kW debido a que esta era la potencia m´axima de la familia de aerogeneradores que se han utilizado. Si en el caso anterior se utilizaron perfiles diarios, en este caso (y en los siguientes), debido a las variaciones que tiene la velocidad del viento a lo largo del a˜no, las simulaciones a realizar ser´an anuales. Es decir, se resolver´an los circuitos para cada una de las 8760 horas del a˜no. Las ecuaciones que definir´ıan este escenario ser´ıan las siguientes. Siendo Pi la potencia instalada en el nodo i, y siendo la potencia total instalada la suma de todas estas potencias, entonces la ecuaci´on 4.2 describe este escenario: Pi= 5kW donde i∈[1,2..., 55] (4.2) Potencia Total Integrada = 55 X i=1 Pi= 275kW (4.3) A continuaci´on se muestran los resultados obtenidos. 4.3.1. An´alisis de resultados: tensi´on Tensiones m´aximas y m´ınimas alcanzadas En la figura 4.6a se observan las tensiones m´aximas y m´ınimas alcanzadas dentro de la red en cuesti´on. Como en la imagen hom´ologa del apartado Experimentacion: estudio de escenarios 66 anterior, el eje de abscisas se corresponde con los nodos y en la ordenada se representan las tensiones m´aximas y m´ınimas obtenidas (divididas por la tensi´on nominal), en color rojo y azul respectivamente. En lineas horizontales se expresan los valores que denotan sus l´ımites. Se aprecia que gran parte de estos nodos superan los l´ımites admitidos, sobre pasando en algunos casos m´as de un 10 % de la tensi´on nominal. Por otro lado, el grado de variaci´on de la tensi´on respecto de la nominal, aumenta a medida que se aleja del nodo situado en el centro de transformaci´on. Registro de tensiones en las cargas iniciales :1, 24 y 35 En la figura 4.7 observamos tres situaciones. En todas ellas se representa en la ordenada el valor de las tensiones obtenidas en los nodos 1,24 y 35, respectivamente azul, rojo y verde. En la subimagen 4.7a se representan las tensiones en los nodos a lo largo de todo un a˜no. Es decir, el eje de abscisa representa las horas de todo el a˜no. Recordando a lo dicho anteriormente, el nodo uno est´a situado m´as cerca del nodo, el nodo 24 a medio camino y el nodo 35 est´a al final del circuito de prueba. Esto se puede ver claramente en la imagen, ya que los valores m´as altos de tensi´on son en los nodos 35,24 y 1, lo cual es coherente. Se puede observar, que solamente el nodo 35 mantienen sus niveles de tensi´on por encima de los l´ımites permitidos. Los otros dos nodos, aunque aumenta los niveles de tensi´on, no llegan a sobrepasar dichos l´ımites. Para una mejor comprensi´on de lo que sucede, se representa en las subim´agenes 4.7b y 4.7c lo que sucede en los meses de Febrero y de Diciembre, respectivamente. Se ha seleccionado el mes de Febrero porque en este se obtienen los m´aximos valores en velocidad de viento, y Diciembre por lo contrario. Se observa que efectivamente, en el mes de Febrero los valores de tensi´on en la carga 35 se acercan a la l´ınea superior horizontal (l´ımite admitido) y en el mes de Diciembre no. Experimentacion: estudio de escenarios 67 4.3.2. An´alisis de resultados: intensidad Cargas de las l´ıneas m´aximas y m´ınimas En la figura 4.6b se observan las intensidades m´aximas y m´ınimas alcanzadas dentro de la red en cuesti´on. En la abscisa se representa las distintas l´ıneas y en la ordenada se representa la intensidad dividida por la intensidad l´ımite del tipo cable que esta tendido en cada una de las l´ıneas. Se puede observar que los valores de intensidad llegan a casi triplicar el umbral exigido en la primera l´ınea. Se observa tambi´en que la l´ınea n´umero cuatro, al no estar operativa siempre se mantiene en cero. Como es l´ogico, a medida que nos alejamos de la l´ınea uno los valores de la intensidad van disminuyendo. Registro de valores de intensidad en la l´ınea 1 En la figura 4.8 observamos tres situaciones. En todas ellas se representa en la ordenada el valor de la intensidad obtenida en la l´ınea 1. En distintos colores se representan las distintas fases, las cuales est´an tendidas a lo largo de esta l´ınea. En la subimagen 4.16a se representan las intensidades en la l´ınea a lo largo de todo un a˜no. Es decir, el eje de abscisa representa las horas de todo el a˜no. Recordando a lo dicho anteriormente, la l´ınea uno es la primera l´ınea, la que nace el centro de transformaci´on, con lo cual llevar´a la mayor carga de intensidad. Se observa en esta gr´afica que la fase uno llega a un valor de sobrecarga de 2,5, lo cual representa una gran sobrecarga. Las tres fases se ven muy sobrecargadas. Para una mejor comprensi´on de lo que sucede, se representa en las subim´agenes 4.16b y 4.16c lo que sucede en los meses de Febrero y de Diciembre, respectivamente. Se observa aqu´ı tambien que los niveles de intensidad en el mes de Diciembre son inferiores a los obtenidos en el mes de Febrero. Experimentacion: estudio de escenarios 68 (a) Tensi´on m´axima y m´ınima en los nodos. Fuente: elaboraci´on propia (b) Intensidades m´axima y m´ınima en las l´ıneas Figura 4.6: Tensiones m´aximas y m´ınimas en el escenario 2. Fuente: elaboraci´on propia Experimentacion: estudio de escenarios 69 (a) Anual (b) Febrero (c) Diciembre Figura 4.7: Tensiones en las cargas 1,24 y 35 durante un a˜no, el mes de Febrero y el mes de Diciembre. Escenario 2. Fuente: elaboraci´on propia Experimentacion: estudio de escenarios 70 (a) Anual (b) Febrero (c) Diciembre Figura 4.8: Intensidades durante un a˜no, el mes de Febrero y el mes de Diciembre. Escenario 2. Fuente: elaboraci´on propia Experimentacion: estudio de escenarios 71 4.3.3. An´alisis de resultados: potencia y energ´ıa Potencia activa y reactiva en el C.T. En la figura 4.9, como en los casos anteiores se observan tres situaciones. Se representa el valor de la potencia activa (azul) y de la potencia reactiva (rojo) en el centro de transformaci´on a lo largo de todas las horas del a˜no. Como para los otros caso se representa en 4.16a para todo el a˜no y en las subim´agenes 4.9b y 4.9c para los meses de Febrero y Diciembre. Estas im´agenes muestran que la potencia generada es excesiva, y por ello casi toda la potencia es negativa, es decir, se exporta del circuito hacia afuera. Como ya se esperaba que sucediera los valores de reactiva permanecen pr´acticamente constantes. Esto se debe a que los aerogeneradores, conectados mediante los inversores, no generan ni consumen energ´ıa reactiva. Los cambios que puedan denotarse ser´an debidos a la inductancia de las l´ıneas. En estas im´agenes tambi´en se aprecia que durante el mes de Diciembre se exporta menos energ´ıa que durante el mes de Febrero. Energ´ıa El balance de energ´ıa obtenido es el siguientes: Energ´ıa Activa −1,040144 ×106kWh Reactiva 6,3565 ×104kVArh Tabla 4.3: Balance anual de energ´ıa. Escenario 2. Fuente: Elaboraci´on propia. Experimentacion: estudio de escenarios 78 (a) Tensi´on m´axima y m´ınima en los nodos. Fuente: elaboraci´on propia (b) Intensidades m´axima y m´ınima en las l´ıneas Figura 4.10: Tensiones m´aximas y m´ınimas en el escenario 3. Fuente: elaboraci´on propia Experimentacion: estudio de escenarios 79 (a) Anual (b) Febrero (c) Diciembre Figura 4.11: Tensiones en las cargas 1,24 y 35 durante un a˜no, el mes de Febrero y el mes de Diciembre. Escenario 3. Fuente: elaboraci´on propia Experimentacion: estudio de escenarios 80 (a) Anual (b) Febrero (c) Diciembre Figura 4.12: Intensidades durante un a˜no, el mes de Febrero y el mes de Diciembre. Escenario 3. Fuente: elaboraci´on propia Experimentacion: estudio de escenarios 81 4.4.3. An´alisis de resultados: potencia y energ´ıa Potencia activa y reactiva en el C.T. En la figura 4.13, como en los casos anteriores se observan tres situaciones. Se representa el valor de la potencia activa (azul) y de la potencia reactiva (rojo) en el centro de transformaci´on a lo largo de todas las horas del a˜no. Como para los otros caso se representa en 4.12a para todo el a˜nos y en las subim´agenes 4.13b y 4.13c para los meses de Febrero y Diciembre. Se desprende de estas im´agenes que la potencia generada sigue siendo excesiva. No obstante, se ha disminuido considerablemente la cantidad exportada respecto del caso anterior. En el escenario 2 se lleg´o a exportar una potencia de casi 250kW y en este escenario no llega a los 60 kW. Energ´ıa El balance de energ´ıa obtenido es el siguientes: Energ´ıa Activa −134,000 kWh Reactiva 54,753 kVArh Tabla 4.5: Balance anual de energ´ıa. Escenario 3. Fuente: Elaboraci´on propia. Experimentacion: estudio de escenarios 82 (a) Anual (b) Febrero (c) Diciembre Figura 4.13: Flujo de potencias activa y reactiva en C.T. durante un a˜no, el mes de Febrero y el mes de Diciembre. Escenario 3. Fuente: Elaboraci´on propia Experimentacion: estudio de escenarios 83 4.4.4. Conclusiones En este escenario se consigui´o integrar un potencia de 66 kW. Tras el an´alisis de los datos registrados, es posible observar que todos los problemas t´ecnicos que aparec´ıan en el escenario 2 han desaparecido. Todas las tensiones permanecen dentro de los umbrales admitidos, as´ı como los valores de intensidad. La potencia activa sigue sigue saliendo negativa, es decir, en el sentido de la exportaci´on, sin embargo, debido a que la intensi´on de este escenario es sencillamente cumplir con las restricciones en tensi´on y en intensidad, esto no supone ning´un problema. Los valores tan altos de energ´ıa generada pueden verse justificados por las numerosas horas de viento que tienen los perfiles de viento seleccionados. Con respecto a la energ´ıa total exportada, esta asciende a un total de energ´ıa activa exportada al a˜no de −134,000 kWh. Experimentacion: estudio de escenarios 84 4.5. Escenario 4 En el escenario 3 se limit´o la potencia a instalar con la potencia contratada. En este apartado se a˜nadir´a la restricci´on de que no se podr´a sobrepasar el l´ımite impuesto por la potencia de 5 kW. Las ecuaciones que definir´ıan este escenario ser´ıan las siguientes. Siendo Pi la potencia instalada en el nodo i, y siendo la potencia total instalada la suma de todas estas potencias, entonces la ecuaci´on 4.2 describe este escenario: Pi=min{Pcontratada,5}donde i∈[1,2..., 55] (4.6) Potencia Total Integrada = 55 X i=1 Pi= 229kW (4.7) es decir, la potencia instalada Piser´a el menos de del par de n´umeros formado por {Pcontratada,5}. En este caso, la m´axima potencia que se podr´a integrar ser´a de 229 kW. Los resultados obtenidos en esta situaci´on han sido de: 72 kW lo cual representa una mayor integraci´on potencia con respecto al caso anterior, en el que no se limit´o la potencia. A continuaci´on se muestran los resultados obtenidos. 4.5.1. An´alisis de resultados: tensi´on Tensiones m´aximas y m´ınimas alcanzadas En la figura 4.14a se observan las tensiones m´aximas y m´ınimas alcanzadas dentro de la red en cuesti´on. Como en la imagen hom´ologa del apartado anterior, el eje de abscisas se corresponde con los nodos y en la ordenada se representan las tensiones m´aximas y m´ınimas obtenidas (divididas por la tensi´on nominal), en color rojo y azul respectivamente. En l´ıneas horizontales se expresan los valores que denotan sus l´ımites. Como es de esperar, todos los valores se encuentran dentro de los l´ımites exigidos. En este escenario se observan m´as oscilaciones en las tensiones. Esto puede estar ocasionado por el hecho de que se puede integrar algo m´as de potencia, Experimentacion: estudio de escenarios 85 aunque tambi´en es posible que sea simplemente un caso puramente aleatorio en el que la tensi´on oscila m´as de lo normal. Registro de tensiones en las cargas iniciales :1, 24 y 35 En la figura 4.15 se observa tres situaciones. En todas ellas se representa en la ordenada el valor de la tensi´on obtenidas en los nodos 1,24 y 35, respectivamente azul, rojo y verde. En estas im´agenes se vuelve a observar que todos los valores de tensi´on est´an dentro de los valores permitidos. 4.5.2. An´alisis de resultados: intensidad Cargas de las l´ıneas m´aximas y m´ınimas En la figura 4.14b se observan las intensidades m´aximas y m´ınimas alcanzadas dentro de la red en cuesti´on. En la abscisa se representa las distintas l´ıneas y en la ordenada se representa la intensidad dividida por la intensidad l´ımite del tipo cable que esta tendido en cada una de las l´ıneas. Se puede observar que los valores de intensidad se encuentran dentro de los l´ımites para las 39 l´ıneas de la red. Se observa tambi´en que la l´ınea n´umero cuatro, al no estar operativa siempre se mantiene en cero. Registro de valores de intensidad en la l´ınea 1 En la figura 4.16 se observan las tres situaciones que se han ido representando en todos los escenarios. En todas ellas se representa en la ordenada el valor de la intensidad obtenida en la l´ınea 1. En distintos colores se representan las distintas fases, las cuales est´an tendidas a lo largo de esta l´ınea. Se observa que todos los niveles de intensidad est´an dentro de los l´ımites permitidos. Tambi´en se observa que respecto de los valores obtenidos en el escenario 3 ha habido un aumento considerable en los valores de intensidad. Por otra parte, se observa que la fase 1 est´a especialmente sobrecargada. Esto puede deberse a diferentes motivos. Experimentacion: estudio de escenarios 86 (a) Tensi´on m´axima y m´ınima en los nodos. Fuente: elaboraci´on propia (b) Intensidades m´axima y m´ınima en las l´ıneas Figura 4.14: Tensiones m´aximas y m´ınimas en el escenario 4. Fuente: elaboraci´on propia Experimentacion: estudio de escenarios 87 (a) Anual (b) Febrero (c) Diciembre Figura 4.15: Tensiones en las cargas 1,24 y 35 durante un a˜no, el mes de Febrero y el mes de Diciembre. Escenario 4. Fuente: elaboraci´on propia Conclusiones 94 Las variaciones de tensi´on son mayores en los nudos m´as alejados del centro de transformaci´on, y menor en los m´as cercanos. Esto se debe a que en el centro de transformaci´on es donde se encuentra el nudo balance del circuito, que estabiliza la tensi´on de los nudos m´as pr´oximos a ´el. Se ha visto en el caso de instalaci´on de potencia m´axima que la mayor´ıa de los nodos sobrepasaba la tensi´on l´ımite y la mayor´ıa de las l´ıneas quedaban sobrecargadas. Por esta raz´on, para integrar potencia e´olica en la red es necesario realizar un estudio previo, para averiguar cual es la potencia m´axima que dicha red es capaz de aceptar. Se consigui´o una penetraci´on de energ´ıa e´olica en la red garantizando la calidad de suministro de 66 kW cuando simplemente se limitada con la potencia contratada. Sin embargo, cuando se limita la potencia con 5 kW , aumenta la capacidad de integraci´on en la red a un 72 kW. Esto infiere que se consiguen ventajas al limitar la potencia de energ´ıa e´olica por nodo. Una l´ınea futura de investigaci´on podr´ıa estudiar que l´ımite de potencia implicar´ıa la mayor integraci´on de energ´ıa posible. En todos los casos en los que se integr´o potencia el circuito funcion´o como exportador de energ´ıa el´ectrica. Esto es debido a que se han utilizado perfiles de viento que tienen una alta velocidad a lo largo de tiempo. El factor que est´a limitando la integraci´on de una potencia mayor es la sobrecarga de la l´ınea que sale del centro de transformaci´on. Una medida para aumentar la capacidad de integraci´on de energ´ıa e´olica del circuito ser´ıa la sustituci´on de esta l´ınea por una con mayor intensidad admisible. La variaci´on en cuanto a la circulaci´on de energ´ıa reactiva en el circuito es insignificante. Esto se debe a que la energ´ıa producida por los generadores se conecta a la red a trav´es de inversores. Estos inversores se sincronizan con la red, de manera que la potencia que inyectan es ´unicamente activa. 5.3. Conclusiones extrapolables a cualquier tipo de generaci´on distribuida A partir de las conclusiones obtenidas sobre la integraci´on de energ´ıa e´olica en el circuito test de IEEE, es posible extrapolar conclusiones aplicables a cualquier caso de integraci´on de generaci´on distribuida: Los factores que pueden limitar la integraci´on de cualquier tipo de generaci´on distribuida en una red de distribuci´on son:el l´ımite de tensiones m´aximas y m´ınimas que garanticen la calidad del suministro, los l´ımites t´ermicos de los conductores del circuito, el exceso de energ´ıa reactiva en la red y circulaci´on de potencia inversa (este ´ultimo factor depende de la compa˜n´ıa distribuidora). Es importante la realizaci´on de estudios de flujo de potencia, teniendo en cuenta las variaciones temporales de la demanda y la generaci´on, con el fin de hallar los valores m´aximos y m´ınimos de tensiones, intensidades y potencia en todo momento. La inyecci´on de potencia activa en un nudo produce un aumento de la tensi´on, que afecta a este nudo y a los cercanos.El nudo balance del circuito estabiliza la tensi´on de los nudos cercanos, de manera que los nudos m´as alejados son los que m´as variaciones de tensi´on sufrir´an. Si se quisiera controlar la tensi´on y la potencia reactiva en ciertos puntos de la red, podr´ıa realizarse el estudio de la instalaci´on de condensadores, reactancias, compensadores s´ıncronos o compensadores est´aticos. Es posible que al estudiar las intensidades en las l´ıneas, se demuestre que s´olo unas pocas de ellas presenten sobrecargas en determinados momentos. En este caso puede ser viable la sustituci´on de estas l´ıneas con el fin de aumentar la capacidad de integraci´on de generaci´on distribuida. El procedimiento empleado en este trabajo puede ser aplicable, realizando ciertas variaciones, al estudio de la integraci´on de otros elementos en las redes de distribuci´on, tales como: generaci´on fotovolt´aica, puntos de conexi´on de veh´ıculos el´ectricos, dispositivos de almacenamiento de energ´ıa, etc. O incluso la combinaci´on de varios elementos. Bibliograf´ıa [1] Hamed A. Al-Saggaf. Smart grid 2015 saudi arabia. In IEEE: Renewable energy and grid integration, ISBN: 978-1-4673-9454-3, 2015. [2] Roger C. Dugan & M. F. McGranaghan & S. Santoso & H. W. Beaty. Electrical Power System Quality. New York, 2012. [3] B. H. C. &. S. Cheppapilla. Double-fed induction generator control for variable speed wind generation. In Electric Power Systems Research, number 76 (2006) 786–800, June 2006. [4] Instituto Tecnol´ogico de Canarias: ITC. Establecimiento de metodolog´ıa y especificaciones t´ecnicas para los estudios de potencial y auditor´ıas energ´eticas. 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