Simulación de sistemas de generación eléctrica utilizando energía eólica

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(1)INSTITUTO TECNOLOGICO Y DE ESTUDIOS SUPERIORES DE MONTERREY CAMPUS CIUDAD DE MÉXICO ESCUELA DE INGENIERÍA Y ARQUITECTURA DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA MECATRÓNICA. SIMULACIÓN DE SISTEMAS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA UTILIZANDO ENERGÍA EÓLICA SALVADOR DURÁN MARÍN FERNANDO QUESADA MONTES DE OCA MIGUEL RODRÍGUEZ CASILLAS. Asesor: Dr. Ricardo Fernández del Busto y Ezeta. México, D.F.. Mayo 2010.

(2) \., s..:.S.. 1:ig ~)_Z) {)g ~··. lo\D CONTENIDO AGRADECIMIENTOS. 2. INTRODUCCIÓN. 3. l. SIMULACIÓN DEL COMPORTAMIENTO DINÁMICO DE UN GENERADOR 4. EÓLICO. ~.. , · <i.11JM"\>ouc~1óN. '• •. ·-._t....,.2.¡Q,T.. 4. 10 12. 1.3 FUNCIONAMIENTO DE LA TURBINA EÓLICA :''\. 6... • ....A,. .. ·fl. ... ':-. 16. AJ·f~UEMAS DE CONTROL. ~~ANCES. 19 22. 1.6 MODELADO Y SIMULACIÓN DE UN GENERADOR EÓLICO 1.6.1 MODELO DE LA VELOCIDAD DEL VIENTO. 22. 1.6.2 MODELO DEL ROTOR. 25. 1.6.3 MODELO DE LA FLECHA. 28. 1.6.4 MODELO DEL GENERADOR ELÉCTRICO. 31. 1.6.5 MODELO DEL GENERADOR INDUCIDO. 33. 1.6.6 PROBLEMÁTICAS AL CONECTAR A LA RED ELÉCTRICA. 36. 2. METODOLOGÍA PARA EL DESARROLLO DE UN PROYECTO DE CONSTRUCCIÓN Y PUESTA EN MARCHA DE UN PARQUE EÓLICO. 39. 2.1 ESTADO DEL ARTE. 39. 2.2 OPERACIONES PRINCIPALES EN LA ENERGÍA EÓLICA. 43. 2.3 INGENIERÍA DE PROCESO Y NORMATIVIDAD. 45. 2.4 COMISIÓN FEDERAL DE ELECTRICIDAD. so. 2.4.1 CAUDAD EN. LA ENERGÍA. 54. 2.5 PATENTES. 62. 2.6TAMAÑODEL PARQUE EÓLICO. 63. 2.7 DISTRIBUCIÓN DEL PARQUE EÓLICO. 64. 2. 7.1 CONDICIONES DEL VIENTO. 64.

(3) 2.7.2 MODELO DE LA VELOCIDAD EN FUNCIÓN. 65. DE LA ALTURA. 2. 7.3 FACTORES QUE AFECTAN LA UBICACIÓN DE TURBINAS. 66. 2.7.4 ESPACIAMIENTO DE TURBINAS EÓLICAS. 69. 2. 7.5 EFICIENCIA AERODINÁMICA DEL ARREGLO. 70. 2.8 CONEXIÓN A LA RED. 73. 2.8.1 CABLEADO INTERNO. 73. 2.9COSTOS. 75. CONCLUSIONES. 79. REFERENCIAS. 82 .. ,:~.. APÉNDICE A. 90. APÉNDICEB. 91. APÉNDICEC. 98.

(4) INTRODUCCIÓN Este proyecto nació de la preocupación por la escasez de recursos energéticos y ahorro de energía en el mundo, y especialmente en el país. De dicha problemática surgió el interés por la investigación en relación a esa área, y específicamente en lo relevante a las energías renovables. La energía eólica como fuente renovable tiene mucho potencial alrededor del mundo, y sobre todo en algunos puntos específicos del país; y aunque en la última década se ha repuntado el desarrollo de este tipo de energías, aún falta mucho por hacer y lograr. En México existen algunas zonas que tienen un potencial eólico que se podría aprovechar para la generación de energía eléctrica, pero que por alguna razón u otra se ha quedado estancado y no se ha avanzado mucho en la utilización de este recurso tan importante y tan limpio, y sobre todo, inagotable. Una de las problemáticas que se pretende atacar es la interconexión de un parque eólico a la red eléctrica de manera que la potencia entregada sea la más adecuada, para lograr desarrollar sistemas que hagan que la energía eólica sea más aprovechable y recurrida. Otra problemática que se toma en cuenta, es la falta de una estandarización en el país para la construcción y puesta en marcha de un parque eólico, por lo que se decidió colaborar en un proyecto para el desarrollo de la parte técnica de un plan de negocios con el mismo giro. Así entonces, el proyecto se dividió en dos capítulos: la simulación del comportamiento dinámico de una granja eólica de generación eléctrica, y una metodología para el desarrollo de un proyecto de construcción y puesta en marcha de un parque eólico. El objetivo de la primera parte es el modelado de los componentes principales de un aerogenerador (viento, rotor, flecha, diferentes tipos de generadores, control), para proceder al acoplamiento de dichas partes, y en un futuro lograr conectar varios aerogeneradores a un modelo de una red eléctrica. El objetivo de la segunda etapa del proyecto es establecer una metodología para el desarrollo de un proyecto de construcción y puesta en marcha de un parque eólico, considerando la perspectiva de la energía en el mundo, el estado actual de la investigación y desarrollo de los generadores eólicos, la situación en México, los pasos a seguir para la construcción y puesta en marcha de un parque eólico, y la normatividad que se debe cumplir en México. La motivación de involucrarnos en el desarrollo de la metodología radica en que generalmente los proyectos de ingeniería en el campus se enfocan al desarrollo físico e implementación de los distintos proyectos, y al surgir la oportunidad de trabajar en una parte menos técnica, pero igualmente importante, nos pareció que sería algo que no podíamos dejar pasar ya que se le daría un enfoque distinto al que suelen tener los proyectos, teniendo resultados más tangibles y realistas que se pueden aplicar a gran escala en el desarrollo del proyecto, en este caso, de la construcción y puesta en marcha de un parque eólico.. 3.

(5) l. SIMULACIÓN DEL COMPORTAMIENTO DINÁMICO DE UN GENERADOR EÓLICO 1.1 INTRODUCCIÓN El calentamiento global expondrá a muchos millones de habitantes a los riesgos de hambre, sequía, inundaciones, huracanes, epidemias como la malaria y producirá pérdidas irreversibles de especies. Formas de energía limpia y renovable, como la energía eólica, son esenciales si nosotros queremos detener el cambio climático. Las energías renovables son vitales para poner fin a la amenaza nuclear que deja como legado desechos nucleares que permanecerán como una amenaza a nuestra salud y para el medio ambiente durante cientos o miles de años.. ¿Por qué el viento? •. Es una fuente de energía limpia. El poder del viento no produce desechos peligrosos, ni contribuye a recalentamiento global.. •. Es abundante, fiable y limpia. México cuenta con uno de los recursos eólicos más importantes a nivel mundial en tierra, esto es en el Istmo de Tehuantepec. La energía eólica del Istmo de Tehuantepec podría suministramos un 7% de las necesidades de energía eléctrica a nivel nacional. Para el futuro está desarrollándose la tecnología para almacenar el poder del viento como hidrógeno, que puede usarse para impulsar las células de combustible en las estaciones de potencia y en los vehículos. Es un tipo de energía renovable ya que tiene su origen en procesos atmosféricos debidos a la energía que llega a la Tierra procedente del Sol.. •. Es una energía limpia ya que no produce emisiones atmosféricas m residuos contaminantes.. •. No requiere una combustión que produzca dióxido de carbono (CO2), por lo que no contribuye al incremento del efecto invernadero ni al cambio climático.. •. Puede instalarse en espacios no aptos para otros fines, por ejemplo en zonas desérticas, próximas a la costa, en laderas áridas y muy empinadas para ser cultivables.. •. Puede convivir con otros usos del suelo, por ejemplo prados para uso ganadero o cultivos bajos como trigo, maíz, patatas, remolacha, etc.. •. Su instalación es rápida, entre 6 meses y un año. Granjas de l0MW pueden construirse incluso en 2 meses.. •. Su inclusión en un sistema ínter ligado permite, cuando las condiciones del viento son adecuadas, ahorrar combustible en las centrales térmicas y/o agua en los embalses de las centrales hidroeléctricas.. 4.

(6) •. Su utilización combinada con otros tipos de energía, habitualmente la solar, permite la auto alimentación de viviendas, terminando así con la necesidad de conectarse a redes de suministro, pudiendo lograrse autonomías superiores a las 82 horas, sin alimentación desde ninguno de los 2 sistemas.. •. Es económica. Dados los actuales altos costos del gas y del petróleo, será más económica la generación de electricidad mediante el poder del viento.. •. Funciona. Dinamarca ya consigue 20% de su electricidad del poder del viento.. •. Crea empleos. La región del Istmo de Tehuantepec representa cerca del 93 por ciento de la meta establecida para el año 2012 (2,500 MW con energía eólica) y recibirá una inversión aproximada de 60 mil millones de pesos.. •. Es segura. A diferencia de otras tecnologías, los parques eólicos no son instalaciones que tengan un alto impacto en su entorno, sin embargo, dicho impacto no es nulo.. Impacto Ambiental Comparado con los efectos ambientales de la generación de electricidad media, el impacto medioambiental durante el ciclo de vida de 20-25 años de un aerogenerador es mínimo. Los aspectos a considerar como impactos negativos al medio ambiente pueden ser: contaminación auditiva, contaminación visual, uso de suelo, mortandad de aves. Impacto causado por la construcción: El ciclo de vida de un aerogenerador es de aproximadamente 25 años, al iniciar y al finalizar ese periodo se debe considerar el siguiente proceso: • • • •. Producción de materias primas Fabricación de componentes Producción de energía por el aerogenerador Desmantelamiento del aerogenerador. Vertedero/Incineración. Desperdidos. i:,wn:ía renovable. MaH•rias primas. Primw•<lon•s. rahrkari(m. y H.'l'llf~OS. Tnms¡»irte e inslalafiim. Figura l. Instalación de un aerogenerador.. 5.

(7) La producción de materias primas para el aerogenerador y la fabricación del aerogenerador tienen un impacto negativo sobre el medioambiente. Por otro lado, la producción de energía por parte del aerogenerador y el hecho de que un alto porcentaje del mismo sea reciclable (80% de un aerógenerador terrestre con una torre de 80 metros) tienen un impacto positivo sobre el medioambiente. Desde la perspectiva energética podemos considerar que, un aerogenerador marino se amortiz.a más de 35 veces durante su vida útil. Esto significa que un aerogenerador marino común en una buena ubicación producirá aproximadamente 284.600 MWh a lo largo de 20 años. Con un consumo energético anual medio de 3,360 kWh 1 para un hogar medio, 284,600 MWh corresponden al consumo eléctrico anual de 84,000 hogares. Existe también el impacto causado durante la instalación de estos parques eólicos, ya que deben ser consideradas grandes extensiones de terreno, arriesgando así la flora y la fauna de éstas áreas. Cuando se desea crear un parque eólico, normalmente se recomienda elaborar un estudio medioambiental inicial del parque. En varios países, tales como Reino Unido, Dinamarca y Australia, se trata de un requisito legal. Dependiendo del proyecto 2 , la evaluación ambiental incluye generalmente: • • • • •. Paisaje e impresiones visuales Flora y fauna Ruido Sombras Aves. Si el estudio ambiental determina que el parque eólico tendrá un impacto inaceptable sobre el medio ambiente, una posibilidad es adaptar el lugar antes de instalar el parque. Ruido Existen dos principales tipos de ruido emitidos por las turbinas del aerogenerador: • •. Ruido aerodinámico, ocasionado por el pasaje del aire a través de las aspas; Ruido mecánico, proveniente de todas las otras partes que se mueven.. La mayoría de las quejas sobre el ruido generado por las turbinas eólicas se deben al ruido mecánico. A pesar de esto, si la turbina es moderna y está bien emplazada no deberían registrarse quejas sobre el ruido generado. Hasta ahora, muchos de los problemas ocurridos por el ruido generado por las turbinas se debieron a poco énfasis en la etapa de diseño de las turbinas a lograr turbinas con bajas emisiones de ruido. También existieron casos donde los problemas ocurrieron porque las granjas eólicas fueron construidas en poco tiempo, sin prestar la debida atención al ruido y porque no fueron sujetas a pruebas intensivas previas a su puesta en funcionamiento. En muchos casos, estos ruidos pueden ser minimizados mediante la puesta en práctica de 1 Estadísticas de Energía [Energistatistik 2004), publicadas por la Autoridad Danesa de la Energía [Energistyrelsen] 2 Análisis de Vida útil. Acceso: http://www.vestas.com/es/vestas/sostenibilidad/aerogeneradores-y-medioambiente/análisis-de-vida-útil-(lca).aspx. Consultado el 8 de septiembre de 2009. 6.

(8) medidas retroactivas. Las turbinas más modernas tienen criterios de construcción y diseño para evitar estos problemas. El ruido, también varía según la topografía donde esté construido el parque eólico, por ejemplo, si los aerogeneradores o turbinas de aire estuvieran situados en las partes más elevadas de una montaña en la que existen asentamientos humanos en la dirección del viento. Hay muchos países que ya desarrollaron legislación con límites al ruido generado por las turbinas eólicas, lo que asegura impactos mínimos en los pobladores de la zona. Existe software que permiten generar modelos de la dispersión del ruido, y son una muy buena herramienta para alcanzar los límites de ruido que impone la legislación, en los países desarrollados que ya la implementaron. Resumiendo, las granjas eólicas pueden construirse con criterios para no generar un gran impacto ambiental ocasionado por el ruido, teniendo en cuenta algunos aspectos: • • • •. Los aerogeneradores deben estar emplazados a suficiente distancia de los asentamientos humanos. Las turbinas deben ser diseñadas, manufacturadas y montadas, teniendo en cuenta criterios de minimización del ruido. Los niveles de ruido deben ser controlados por legislación estatal que controle y ponga límites alcanzables a estos niveles de ruido. El emplazamiento apropiado (alejado de zonas con alta densidad poblacional y con características topográficas particulares) debe ser considerado por las personas que promueven el proyecto pero debe ser controlado por las autoridades estatales que se dedican a la determinación de la zonificación y los diferentes usos del suelo.. Contaminación Visual El impacto visual de las granjas eólicas, es el más controversia! y el más difícilmente cuantificable problema ambiental generado por los emprendimientos dedicados a la generación de energía basado en el aprovechamiento de la energía del viento. El principal efecto visual es la presencia física de los aerogeneradores, esto depende de varios factores: • • • •. •. El tamaño físico de la turbina (esto determina la zona de la influencia visual) La distancia entre la turbina y el observador, el impacto visual es mínimo a distancias mayores de 6 km. El número, el diseño y la disposición espacial de las turbinas dentro de la granja eólica. Densidad de población nativa o indígena en la zona de influencia visual de la granja eólica. Esto se debe a que el estilo de vida de estas poblaciones en mayor armonía con el entorno hace que detecten más fácilmente cualquier modificación visual antropogénica. El tipo de paisaje y la posibilidad de elección de diferentes áreas, como aquellas que ya están degradadas visualmente y las que se mantienen prístinas.. 7.

(9) Figura 2. Contaminación visual causada por aerogeneradores.. Uso del suelo y daños al hábitat. Las granjas eólicas usan el suelo no muy intensivamente (aproximadamente 6 hectáreas/ GWh/ año). Actualmente cada turbina ocupa 40 m2, por lo que sumando el área utilizada por las turbinas, más los caminos de acceso, más algunos otros edificios solamente se ocupa el 1% de la superficie total de la granja. Esto hace que la superficie que resta entre las turbinas pueda ser utilizada para otros usos por ejemplo: agricultura o cría de animales. Mortandad de A ves. Las turbinas pueden modificar el normal comportamiento de las aves, también pueden causar la mortalidad de las mismas por colisiones contra las aspas rotantes. La mayoría de los estudios demuestra que ocasionan un efecto despreciable sobre las colonias de aves no migratorias o "sedentarias". Pero sí ocasionan un impacto importante sobre las especies de aves que son migratorias, este impacto se puede solucionar durante la planeación, considerando siempre las rutas migratorias para, de esta manera, no colocar turbinas en éstas áreas.. Perspectivas. El contador perpetuo establecido por la Comunidad Europea de Energía Eólica (EWEA) alcanzó un récord al registrar que la energía eólica generada en Europa, desde el 1 de enero de 2009 asciende a más de 100 GWh. Un equipo de ingenieros de la Universidad de Zaragoza considera que es "técnicamente viable y económicamente razonable" para la energía eólica, generar el 30% de la producción total de energía de España. Un informe de dos investigadores de la Universidad de Alcalá (UAH) y la Comunidad Europea de Energía Eólica (EWEA), en tanto, dice que el número de empleos generados por este sector en la Unión Europea ha aumentado en un 226% desde 2003. General Electric consiguió un acuerdo con Czech Energy Group, para instsalar en Rumania un proyecto de $1.6 mil millones, y se estima que tendrá una capacidad de 600 MW eólicos. Gamesa Corporación Tecnológica ha firmado dos nuevos acuerdos con la empresa Ene/ 8.

(10) Unión Fenosa Renovables para el suministro de veintiséis turbinas de viento Gamesa G87-2.0 MW de, lo que supondría la instalación de una potencia total de 52 MW. A finales de 2007, la capacidad mundial de los generadores eólicos fue de 94.1 GW. Que representa alrededor del 1% del consumo de electricidad mundial. Así mismo, la energía eólica cubrió alrededor del 19% de la producción eléctrica en Dinamarca, 9 % en España y Portugal, y un 6% en Alemania e Irlanda (datos del 2007). En 2005, China anunció que iba a construir un parque eólico de 1,000 MW en Hebei para la terminación en 2020. China ha fijado una meta de generación de 20,000 MW en 2020 a partir de fuentes de energía renovables. A raíz de la Conferencia Mundial de Energía Eólica, en noviembre de 2004, organizado por la china y la Asociación Mundial de Energía Eólica, una ley de energías renovables de China fue adoptada. A finales de 2005, el gobierno chino aumentó la meta oficial de la energía eólica para el año 2020 de 20 GW a 30 GW. La capacidad mundial de energía eólica creció un 28,8% el año antepasado para llegar a un total global de instalaciones de más de 120,8 GW a finales de 2008, según el Consejo Mundial de Energía Eólica (GWEC). Más de 27 GW de nueva capacidad de generación de energía eólica se puso en línea en 2008, un 36% más que en 2007.. México El presidente de la República Mexicana, Felipe Calderón, recientemente inauguró lo que se describe como el mayor parque eólico en América Latina. La primera fase del parque eólico Eurus en Oaxaca ha sido inaugurada. El nuevo proyecto de$ 550 millones de dólares se ubica en La Ventosa, en una propiedad que abarca 2.500 hectáreas, arrendadas en el Ejido La Venta en el Istmo de Tehuantepec. En este momento, 37,5 MW ya están en marcha en el parque y está previsto que la instalación entre en funcionamiento durante el cuarto trimestre de 2009. Acciona Energy realiza la construcción del parque eólico de 250,5 MW en Oaxaca, cuya energía será comprada por la empresa cementera mexicana Cemex para su propio uso. El parque, llamado Eurus, representa una inversión de 550 millones de dólares (427 millones de euros) y será el más grande de América Latina en términos de potencia instalada. Eurus es un proyecto de auto-suministro que constará con 167 aerogeneradores de 1,5 MW cada uno, empleando tecnología ACCIONA Windpower. La energía generada en el parque eólico Eurus sería suficiente para cubrir las necesidades energéticas de una ciudad de 500,000 personas y evitará la emisión equivalente a 600,000 toneladas de CO2 al año. Según la Secretaría de Energía, el gobierno está planeando una serie de proyectos de energía eólica que en 2012 debería generar 2,500 MW de electricidad. "La intensidad del viento en diversas partes del país puede hacer que nuestras plantas se encuentren entre las más eficientes del mundo". CFE realizó un estudio para estimar el potencial eólico en las zonas más importantes del país en cuanto a recurso eólico se refiere. A continuación se ofrecen los resultados:. 9.

(11) Zon.9 RtQlol,. C.PHtct.d.l..._.. Sur del Istmo de Tehuantepec•. 2.000 MW_- 3,000 MW. Baja C~lif<>mi~ sur*. 1.500 f.AW- 2,500 MW. Penlnsuíade Yucatán. 1,000 MW- 2,000 MW. Costa.del Pacifico. 1,000 MW- t 50ó MW. Golfode.MéXlco. 1,000 MW--1.500 MW. 1. • Estudios hecho$ por /a'CFE. Tabla l. Potencial eólico estimado en México3. 1.2 HISTORIA La referencia más antigua que se tiene es un molino de viento que que usado para hacer funcionar un órgano en el siglo 1, lo cual era común. Los primeros molinos de uso práctico Fueron construidos en Sistán, Afganistán, en el siglo VII. Estos fueron los molinos de eje vertical con hojas rectangulares, usados para moler maíz o extraer agua. Posterionnente, los molinos de eje horizontal fueron usados extensamente en Europa Occidental para moler trigo desde la década de 1180 en adelante. Todavía existen molinos de esa clase, por ejemplo, en Holanda. En Estados Unidos, el desarrollo de molinos de bombeo, eran reconocibles por sus múltiples velas metálicas, y fueron el factor principal que permitió el progreso de la agricultura y la ganadería en vastas áreas de Norteamérica, Estos molinos contribuyeron a la expansión del ferrocarril alrededor del mundo, supliendo las necesidades de agua de las locomotoras de vapor. Las turbinas modernas fueron desarrolladas a comienzos de 1980, aunque siguen diseñándose nuevos modelos. En 2010, el World Wind Energy Association espera 160 GW de capacidad para ser instalado en todo el mundo, frente a los 73.9 GW a finales de 2006, lo que implica la previsión de una tasa de crecimiento neto de más del 21 % al año. Con una capacidad total de 74,904 MW de energía eólica, Europa representa el 65% (2006). La energía eólica es la fuente de energía de más rápido crecimiento a finales de 2004. La capacidad de generación eólica mundial creció en más de cuatro veces entre 2000 y 2006. El 81 % de instalaciones del rubro se encuentra en USA y Europa, pero la proporción de los cinco principales países en términos de las nuevas instalaciones se redujo de 71 % en 2004 a 62% en 2006. En los últimos años, los Estados Unidos han añadido más energía eólica para su red que cualquier otro país; su capacidad eólica creció un 45% llegando a los 16.8 GW en 2007. La generación de energía eólica en EUA subió 31.8% en febrero de 2007 a partir de febrero de 2006. La producción promedio de un MW de energía eólica es equivalente al consumo promedio de 250 hogares estadounidenses. Según la American Wind Energy Association, el viento generaría suficiente electricidad en el 2008 para cubrir 4.5 millones de hogares (poco más del 1% del total contra menos del 0.1 % en 1999). El Departamento de Estudios de Energía ha concluido que tan sólo tres de los cincuenta estados de EUA podrían proporcionar ~ (Nacional financiera, 2009). 10.

(12) electricidad suficiente para alimentar a toda la nación, y que los parques eólicos en altamar podrían hacer el mismo trabajo. India ocupa el 4 º lugar en el mundo con una capacidad total de energía eólica de 6,270 MW en 2006. Con sede en India, Suzlon Energy es uno de los fabricantes de turbinas de viento más grande del mundo. En la actualidad, la energía eólica es la tecnología de generación de electricidad de mayor crecimiento a nivel mundial. La Figura 3 ilustra el crecimiento de la potencia eólica total instalada a nivel mundial y su proyección a 201 O, expresada en MW.. Figura 3. Potencia eólica mundial instalada y predicción 1997-2010 (MW( (rnista de ingenieria Scielo). 11.

(13) Los 10 países con mayores instalaciones nuevas son: Estados Unidos con 5,200 MW nuevos, España con 3,500 MW, China con 3,300 MW, Alemania con 1,600 MW, Francia con 888 MW, Italia con 603 MW, Reino Unido con 426 MW, Portugal 414 MW y Canadá con 380 M W, otros 20 países aportaron cerca de 1,700 MW de nuevas instalaciones La Unión Europea tendrá instalados más de 75 GW en el 2010, de los cuales al menos 10 GW estarán instalados en el mar. El objetivo de la UE para el año 2020 es de tener instalados 180 GW eólicos, lo cual implica un crecimiento continuado de 25% anual. Se espera, además, que para el 2020, el 12% del consumo de electricidad provenga de la energía eólica para toda la Unión. La Figura 4 ilustra la evolución tecnológica de sistemas eólicos comerciales individuales entre 1985 y 201 O. La figura indica el diámetro del rotor, la altura de torre y su potencia nominal.. M••. --. y. ~~~. Figura 4. Evolución tecnológica en sistemas eólicos (revista lle ingeniería SciELO). 1.3 FUNCIONAMIENTO DE LA TURBINA EÓLICA Corno se muestra en la Figura 5, la producción de energía (potencia) de una turbina eólica, es una función de la velocidad del viento. La relación entre la velocidad del viento y la potencia es definida por una curva de potencia, la cual es única para cada modelo de turbina y en algunos casos es única dependiendo el lugar donde se encuentre la turbina. En general, las turbinas eólicas comienzan a producir energía cuando la velocidad del viento es de alrededor de 4 mis, alcanzan la potencia nominal a los 13 mis, y la potencia de paro es 12.

(14) de alrededor de 25 mis. La variabilidad en el viento causa que también varíe la producción de potencia en la turbina.. \."doddad clel Viento. 1. Poh!l1cia 11011ú.11al. Vdocidad ,---------~ll(•lllinill. l/ t \"doc1dad .Je arr31l<]Ue. \'docitlad del Yieuto (mis). t. Vdoddad de Pílro. Figura 5. Velocidad del viento - potencia eléctrica. La velocidad de arranque es la mínima velocidad del viento en la cual las aspas pueden comenzar a rotar y a generar potencia útil, normalmente entre 3 y 4 mis. La velocidad nominal es la velocidad mínima del viento con la cual la turbina eólica podrá generar su potencia nominal designada. Una turbina eólica de I O k W, por ejemplo, no generará 10 kW, hasta que la velocidad del viento alcance la velocidad nominal. Con velocidades del viento entre la velocidad de arranque y la velocidad nominal, la potencia de salida es el cubo de la velocidad del viento. A velocidades del viento muy altas, por ejemplo 25 mis, algunas turbinas eólicas cesan la producción de energía y se apagan. La velocidad del viento donde se apaga la turbina se llama velocidad de paro (velocidad de corte). Tener una velocidad de corte representa una herramienta de seguridad, la cual protege la turbina eólica de un posible daño. El apagado puede ocurrir de una o varias formas. En algunas máquinas el paro automático se activa con un sensor, otras inclinan las aspas para repeler el viento. La operación nonnal del generador se reanuda una vez que la velocidad del viento llega a niveles normales.. Figura 6. Generador eólico horizontal.. El rotor de la turbina es una de las partes más visibles en un sistema de energía eólica. Muchas turbinas eólicas fabricadas hoy en día son de eje horizontal con 2 o 3 aspas. El rotor principal cuenta con un eje paralelo al terreno y por consiguiente horizontal al viento, ver Figura 6. Para pequeños sistemas de energía eólica, los generadores eólicos verticales pueden ser una alternativa. Las turbinas verticales tienen un eje perpendicular al flujo del viento, ver Figura 7. Los pequeños sistemas de energía eólica están conformados por un rotor, un generador, una caja de engranes, góndola, un sistema de sujeción torre-góndola y algunos sistemas de control y protección. 13.

(15) Antes de nombrar y describir los componentes principales de un aerogenerador, cabe mencionar que, si bien los de eje horizontal son los más comunes y utilizados, existen también aerogeneradores de eje vertical. En la Figura 7 se muestra una turbina eólica de este tipo. Tienen la característica de ser mucho más silenciosas que las de eje horizontal y aprovechan. la energía cinética del viento sin necesidad de ir siguiendo la dirección predominant~ del . viento, es decir, no requieren de un sistema de orientación. Su desventaja respecto a las turbinas clásicas o de eje horizontal, es que son menos eficientes en la generación de energía eléctrica y producen menores cantidades de ésta. Por lo anterior no se consideraroQ. para este •' proyecto.. Figura 7. Generador eólico vertical. En la Figura 8 se muestra un diagrama con los componentes principales de una turbina eólica, que se explicarán a continuación .. .0. ,_,.,lt,pi~aoor.1. (l) freoodo<fun. ~. 0. Sist,m;i óo rtlrlg«>tlón. íi) SiStll!N •• Y~" ~ o). Q. S<>t>/Tl>óo.~!!é!Jco. (O ,S.,t,m;¡t>J,Uuli<;<>. Figura 8. Componentes principales de una turbina eólica (Acciona - Energia).. 14.

(16) Rotor El rotor está integrado por aspas especialmente moldeadas. El rotor es usualmente hecho de componentes como fibra de carbono, reforzadas con plástico o madera. La cantidad de potencia que una turbina podrá producir es determinada primeramente por el diámetro de su rotor. El diámetro del rotor define su área de acción o barrido, o la cantidad de viento interceptada por la turbina. Las aspas son volteadas o inclinadas, con el viento para controlar la velocidad del rotor y evitar que gire en velocidades del viento que sean tanto muy altas como muy bajas para producir electricidad.. Generador El generador transforma el movimiento de rotación de las aspas de una turbina de viento en electricidad. Adentro de este componente, bobinas o devanados giran dentro de un campo magnético para producir electricidad. Otros diseños de generadores producen tanto corriente alterna, como corriente directa, además de ser capaces de entregar en un rango amplio distintas potencias de salida. El nivel del generador o tamaño, depende del largo de las aspas de la turbina eólica: mientras más largas sean las aspas, más energía se generará.. Caja de engranes Muchas turbinas (particularmente aquellas superiores a 1O kW) usan una caja de engranes para acoplar la velocidad del rotor con la del generador.. Góndola La góndola es un recubrimiento que protege la caja de engranes, el generador y otros componentes de los elementos externos. Esta puede ser incluso removida para efectos de mantenimiento.. Sistema de conexión torre-góndola Este sistema alinea la turbina eólica con el viento. Algunas unidades pequeñas utilizan un sistema parecido que dirige el generador hacia el viento. Un mecanismo especial de liberación puede utilizar este sistema para girar a la turbina fuera de aquellos vientos fuertes y peligrosos.. Torre La torre sujeta la turbina en el curso del viento y es por esto, una parte integral de un sistema de energía eólica. Las torres deben de ser capaces de soportar rayos, vientos extremos, granizo o nieve. Debido a que el viento se hace menos turbulento y aumenta su velocidad en relación a su altura con respecto a la tierra, incrementar la altura de la torre de l O a 50 m puede doblar la disponibilidad de energía eólica. Existen dos tipos diferentes de torres: auto-sostenibles (elevadas libremente) y sostenidas con algún objeto (como cables). Muchos sistemas caseros utilizan esta última. Este tipo de torres, las cuales son las menos caras, pueden ser construidas con tubos y cables que las sostengan. 15.

(17) Este tipo de torres pueden ser más fáciles de instalar, sin embargo a diferencia de las autosostenibles, estas requieren de suficiente espacio para su colocación. Sistemas de protección y control Estos sistemas se integran desde interruptores, fusibles y reguladores para carga de baterías hasta sistemas computarizados para el control del giro de la turbina eólica. La sofisticación del sistema de control y protección varía dependiendo de la aplicación de la turbina eólica y el sistema de energía que soporta.. 1.4 ESQUEMAS DE CONTROL Para lograr una mayor eficiencia en la potencia que entregan las turbinas eólicas pueden existir varias soluciones, y una de ellas - probablemente la más fácil de implementar es utilizando un sistema de control que pueda realizar varias acciones correctivas al mismo tiempo, como: medir velocidad del viento, revisar el estado de los componentes del sistema, soltar el freno, rotar las palas sobre su eje longitudinal para que tengan un mayor o menor ángulo de ataque, etc. Sin alguna forma de control, ya sea mecánico, electrónico, o cualquier otro tipo, sería dificil producir energía eléctrica de una forma segura y eficiente. Antes de implementar o diseñar un sistema de control es importante definir los objetivos de dicho control. Los controladores de lazo cerrado deben tener un objetivo principal, aunque en ocasiones tienen varios objetivos prioritarios. Algunos de los objetivos de un controlador del ángulo de ataque, por ejemplo, pueden ser: • Regular el torque aerodinámico cuando la velocidad del viento supera las condiciones normales de operación • Minimizar picos en el torque de la transmisión mecánica • Evitar modificaciones excesivas en el ángulo de ataque • Minimizar cargas en la base de la torre controlando la vibración de la misma • Evitar intensificar cargas sobre la góndola y las palas Algunos de estos objetivos pueden en ocasiones interferir entre ellos, y por lo tanto afectar el funcionamiento correcto del controlador. Para esto se tiene que priorizar los objetivos principales e importantes, para poder lograr una mayor eficiencia en la generación de energía. Existen tres distintos niveles de operaciones de control, siendo los más importantes el de supervisión y el control dinámico. El control de supervisión monitorea la operación de la turbina y realiza secuencialmente acciones de control requeridas. El control dinámico actúa sobre la operación de la turbina en donde la dinámica afecta el resultado final, como cambiar el ángulo de ataque (pitch en inglés) de las palas en respuesta a vientos turbulentos o a un viento de baja velocidad, o modificar la orientación de la turbina para que siempre esté dirigida paralelamente a la dirección del viento (yaw en inglés). No está de más mencionar que en las turbinas eólicas se utiliza control de lazo cerrado, ya que así se obtiene la retroalimentación necesaria del proceso a controlar. Para entender mejor el sistema de control de lazo cerrado se puede tomar en cuenta la Figura 9 en la que se esquematiza el diagrama de bloques del control del ángulo de ataque de las palas de la turbina eólica.. 16.

(18) Error de posición, e(V. Moml!Jltod<t las palas. Dinámiea de motor. yp~. Ángulo de &laque, Y,;('.(/. Torque eléctrico. Figura 9. Ejemplo de control de 1am cerrado del control de ángulo de ataque (J.F. Manwel~ 2002). En este ejemplo, se manda primero la instrucción al controlador para posicionar la pala con un ángulo de ataque específico; el controlador recibe dicha instrucción y manda la señal correspondiente a un actuador a través de un amplificador de potencia. En la mayoría de los sistemas puede haber ciertos efectos secundarios que modifiquen el estado real, como en este caso sería el momento de inercia del giro de las palas, por lo que se instalan sensores que miden la posición exacta para retroalimentar al programa dicho estado, para que el controlador pueda realizar las acciones correctivas. Existen diversos esquemas de control que se pueden implementar, siendo los más comunes el control Proporcional-Integral (PI), y el Proporcional-Integral-Derivativo (PID). El control PI es mayormente utilizado en equipos y procesos por su alta efectividad. Este controlador se compone de la suma de dos términos principales: uno que es proporcional al error - la diferencia entre los valores deseados y los valores reales del sistema a controlar - y uno proporcional a la integral del mismo error. La función de la parte integral es eliminar el error en estado estacionario, así logrando que el sistema se encuentre en el estado deseado. Puede agregarse en ocasiones una parte derivativa, que actúa proporcionalmente sobre la razón de cambio del error para lograr un control PID. La ecuación diferencial que se utiliza para un controlador PID es la siguiente:. v(t). = Kpe(t) + K1 f e(t)dt + K0 e(t). (1.4.1). donde Kp, K 1 y Ko son las constantes de proporcionalidad, y e(t) es el error, o la diferencia entre el estado deseado y el estado real medido. En el control PI, la parte derivativa del control es igual a cero, por lo que sólo se consideran la parte proporcional, y la parte integral. En relación al control de lazo cerrado, se puede implementar utilizando distintas técnicas dependiendo el tipo de turbina eólica con la que se trabaja. Existe, por ejemplo, el control de turbinas con un generador de velocidad fija y ángulo de ataque regulado. Los principales elementos para el control de lazo cerrado de este tipo de turbina se muestran en la Figura IO, donde normalmente puede implementarse un controlador PI o PID. En este ejemplo se varía el ángulo de ataque de las palas de la turbina para mantener la potencia de salida en un valor fijo. Cuando la velocidad del viento cae, las palas se ajustan maximizando la eficiencia aerodinámica de la turbina para lograr generar la misma potencia; por el contrario, cuando la velocidad del viento aumenta, las aspas se giran hacia el otro sentido para mantener la potencia igual. Cuando se utiliza un generador de velocidad variable se hace posible controlar el torque de la carga en el generador directamente, de forma que al rotor de la turbina se le 17.

(19) permite variar en velocidad dentro de ciertos límites. Una ventaja considerable de los generadores de velocidad variable es que cuando se trabaja a velocidades del viento inferiores a las normales de operación, la velocidad del rotor puede ajustarse proporcionalmente a la velocidad del viento para que la máxima eficiencia se mantenga.. Viento Turbina. Potencia Transductor p t . ' - - - - - d e potencia O enclll medida eléctrica. Controlador. 1. \'alor deseado de. Demanda de _A_c_tua_d_or-de-~ángulo de ataque ~-----<. potencia. ángulo de ataque. Figura 10. Lazo de control principal para Turbina de generador de velocidad fija y ángulo de ataque regulado.. Es importante notar que existen varias estrategias de control de turbinas eólicas que funcionan con algunas diferencias, para lograr un control eficiente de la potencia. Se pueden dividir en: de velocidad fija y ángulo de ataque fijo (FS-FP Fixed speed - fixed pitch), de velocidad fija y ángulo de ataque variable (FS-VP Fixed speed - variable pitch), de velocidad variable y ángulo de ataque fijo (VS-FP Variable speed- fixed pitch), y de velocidad variable y ángulo de ataque variable (VS-VP Variable speed- variable pitch). Estos cuatro esquemas parten de que la forma más fácil y eficiente de ajustar la salida de un generador eólico es mediante el ángulo de ataque de las palas, y/o controlando la velocidad del generador. En la Figura 11 se presenta la curva de potencia para cada una de las estrategias mencionadas, siendo la de velocidad variable y ángulo de ataque variable la curva ideal. Cut-in. Rated speed. Cut-out. ~---::=---==----·. .J. Rated Power. ~. ~. .... F'S~~. ¡. V'S~P. o. CL. VS-VP. Wind Speed (m/s). Figura 11. Curvas para diferentes estrategias de control - VS-VP es la curva ideal. (NI Developer Zone, 2008). En la primera estrategia, FS-FP, es imposible implementar un control activo ya que no se puede manipular ninguno de los dos elementos principales. Por lo tanto estas turbinas se regulan utilizando métodos pasivos de calado (stall en inglés) a altas velocidades del viento. En este tipo de control es importante seleccionar correctamente la razón de transmisión de la caja de transmisión para asegurar que no se exceda la potencia normal de operación. Según la gráfica de la Figura 11, este tipo de estrategia no es muy eficiente ya que entrega una máxima potencia a una velocidad del viento específica.. 18.

(20) En la configuración FS-VP el ángulo de ataque se mantiene fijo siempre que la velocidad del viento es menor a las condiciones normales de operación, y cuando la velocidad del viento es mayor, se ajusta dicho ángulo de ataque para lograr que siempre haya una misma velocidad del generador. Como se ve en la gráfica de la Figura 11, al utilizar este tipo de configuración se evita pérdidas de potencia a velocidades de viento mayores a las normales de operación, mientras que cuando hay una velocidad del viento menor, se acerca mucho a la eficiencia óptima. La configuración VS-FP ajusta continuamente la velocidad del rotor en relación a la velocidad del viento utilizando electrónica de potencia para controlar la velocidad síncrona del generador. En este tipo de control se asume que el generador es parte de la red, por lo que el rotor del generador y la unidad motriz pueden rotar libremente independientemente de la frecuencia de la red eléctrica. Como se puede observar en la gráfica antes mencionada, este tipo de control presenta una buena captación de energía a velocidades bajas del viento, mientras que a velocidades mayores se dificulta el control por lo que no es muy eficiente. Por último, la configuración VS-VP es la más eficiente ya que combina las mejores configuraciones de las tres anteriores: VS-FP a velocidades del viento bajas, y FS-VP a altas velocidades del viento. La curva de esta estrategia de control es la única que logra una curva de potencia ideal, como se puede observar en la Figura 11 (NI Developer Zone, 2008). Una vez entendido esto, se puede pasar a la implementación de los sistemas de control. Como ya se ha mencionado anteriormente, el control puede implementarse mediante sistemas mecánicos, circuitos eléctricos analógicos, en forma digital y electrónica, o en combinaciones de éstos. La mayoría de las turbinas eólicas utilizan una combinación entre circuitos analógicos y digitales, o solamente circuitos digitales.. 1.5 AVANCES Generadores híbridos De acuerdo con algunos expertos en energías renovables, un sistema híbrido que combina paneles eléctricos solares y de viento (también conocidos como módulos fotovoltaicos PV), ofrecen ciertas ventajas por sobre los sistemas simples. En gran parte de los Estados Unidos, la velocidad es más lenta en el verano, cuando el sol brilla más y permanece más tiempo por día. El viento es más fuerte en invierno, donde la luz del sol es más tenue. Debido a esta discrepancia entre luz y viento, los sistemas híbridos resultan de mayor utilidad. Por otra parte, si lo que falta es viento y luz a la vez, lo que se puede utilizar son generadores eléctricos a base de combustibles fósiles, como se puede observar en la Figura 12.. 19.

(21) Figura 12. Diversas fuentes de alimentación para producir energía.. Si es que las baterías llegasen a agotarse, el generador puede operar al máximo hasta que las baterías sean cargadas. Añadiendo un sistema a base de combustibles fósiles, convierte al sistema en uno más complejo, pero los controladores electrónicos modernos pueden operar estos sistemas automáticamente.. Turbina eólica de levitación magnética La levitación magnética utilizada se encuentra entre la flecha que gira y la base estática de la máquina, básicamente sustituyendo a todos los rodamientos. Cuenta con imanes permanentes los cuales sostienen a la flecha, para evitar el consumo de energía extra. Este aerogenerador puede funcionar a partir de pequeñas velocidades de viento de hasta 1.5 mis y su velocidad de corte inferior (la velocidad mínima a la que empieza a generarse energía) es de apenas 3 mis. Este generador puede reducir drásticamente el costo operativo de las granjas eólicas; casi hasta en un 50%. Se espera que supere la capacidad de generación energética de los aerogeneradores tradicionales hasta en un 20%.. Figura 13. Estator visto desde adentro.. Cuando se compara el rendimiento en horas de operación, esta nueva tecnología aporta 1,000 horas extra anuales a las horas tradicionalmente consideradas en energía eólica.. 20.

(22) Aerogeneradores sin aspas El aire entra en el dispositivo y genera un vórtice interior, creando una nueva clase de corrientes continuas (también en ausencia de viento). Será suficiente una velocidad de viento de tres o cuatro metros por segundo para asegurar una potencia de 100/200 vatios. Con viento más fuerte podrá llegar a la misma potencia de un aerogenerador tradicional. Aerogenerador flotante Statoi/Hydro y Siemens han instalado en las costas de Karmey, Noruega, un generador, el cual puede producir hasta 2.3MW de energía eléctrica. La turbina, fabricada por Siemens, está compuesta de acero revestido con un material para soportar las duras condiciones marinas, además, contiene tres cables que se anclan al fondo marino para lograr la estabilidad necesaria, los cuales tienen una longitud de unos 528 metros por debajo de la superficie, donde se adjunta a los cables de la red eléctrica submarina que se extiende por la costa. Una imagen más clara de estos generadores se muestra en la Figura 14.. Figura 14. Aerogeneradores Dotantes. Los ingenieros del proyecto han desarrollado conjuntamente un sistema de control de la turbina Hywind para atender a las especiales condiciones de funcionamiento de una estructura flotante. En particular, el sistema avanzado de control consigue que la turbina tenga la capacidad de amortiguar las olas que producen movimientos en la flotación del sistema, garantizando así una gran estabilidad y seguridad en la estructura. Generadores eólicos convencionales Actualmente existen varios tipos de aerogeneradores, los cuales han cambiado a lo largo de los años, hoy en día podemos contar con aerogeneradores muy potentes como el 5M Repower, el cual tiene una potencia nominal de salida de 5MW una producción anual estimada en 17 GWh, una altura del rotor de 120 metros para el modelo terrestre y de 90 metros para el modelo marítimo, con 126 metros de diámetro y una longitud de pala de 61,5 metros. Es sólo un ejemplo, ya que también existen otros modelos de similares características o menos poderosos.. 21.

(23) 1.6 MODELADO Y SIMULACIÓN DE UN GENERADOR EÓLICO Se consideran los subsistemas más importantes de la turbina de velocidad constante: el rotor, la transmisión, y el generador, combinados con un modelo de la velocidad del viento. Se considera también las siguientes suposiciones: •. La saturación magnética es despreciada;. •. La distribución del flujo es sinusoidal;. •. Las pérdidas se desprecian;. •. Los voltajes y corrientes del estator son sinusoidales a la frecuencia fundamental.. Cada sul,sistema que conforma un generador eólico es explicado a continuación (Figura 15); así misn\,, se presentan resultados de la simulación de cada uno de ellos. - '~,'¡:¡. ,¡ -. . ~~,.. Modelo de. 1, :J. -. i . l Velocidad , : velocidad :l . ). :1 , ,¡ del viento 1 ¡¡ del viento. J. .. . Modelo del rotor. ·-7¡¡,;....Potencia -. - - - ' l > ll. ij. ,¡ mecánica Potencia \\ Modela -! dela i mecánica 1[ flecha ' Velocidad. 11---- J! ¡¡. ;,. ¡-. rotacional. ,- .. '"'1. Potencia Activa. y Reactiva. !. ¡ ¡. generador '. 1. ji Modelo de la. red eléctrica a -¡. Modelo del . '. ). Voltaje y. frecuencia - ¡ 1 '. fundamental. frecuencia. Figura 15. Subsistemas involucrados en el modelo de una turbina eólica de velocidad constante.. 1.6.1 Modelo de la velocidad del viento El modelo de viento que se emplea en este trabajo permite simular secuencias de viento de una manera flexible, suponiendo que la velocidad del viento está compuesta por las siguientes componentes [Anderson y Bose, 1983; Slootweg et al., 2005], cada una expresada en metros por segundo: • • •. Valor promedio vP. Un componente de rampa, que representa un incremento en la velocidad del viento vr. Un componente de ráfaga v9 .. •. Un componente representando la turbulencia vt.. De esta manera, la velocidad del viento se puede representar por medio de la siguiente expresión:. (1.6.1) El valor promedio de la velocidad del viento está dado en función de las características del viento en la zona donde se encuentre la turbina instalada. El componente de rampa, Vr, representa la situación en la cual la velocidad del viento aumenta desde un valor inicial a uno final, en un intervalo de tiempo finito [t 1r, t 2r] y caracterizada por una pendiente de la rampa m,., dado en mis; la ecuación que representa esta componente es la siguiente:. 22.

(24) ( 1.6.2). Para la componente de ráfaga, se considera que tiene un instante de iniciot 19 , un instante de terminación de la ráfaga t 29 y una variación del tipo sinoidal de amplitud Ag, para facilitar el análisis; para este caso, esta componente de ráfaga se calcula como sigue:. t. <. t1g. < t < t2g. t1g t. >. (l .6.3). t2g. Con respecto al modelado de la turbulencia, ésta está caracterizada por su densidad espectral de potencia, la cual en este estudio está dada por [Slootweg et al., 2006]:. (1.6.4). donde. f. = densidad espectral de la turbilencia a una frecuencia f, = frecuencia , Hz. h. =altura del eje de la turbina, m. vP. = velocidad promedio del viento, mis. z0. =rugosidad del terreno, m = longitud de escala de la turbulencia, m ={20h h <30m. P01. l. 600. W/Hz. h > 30m. La rugosidad del terreno depende de las condiciones del paisaje del que se trate; en la JTabla 2 se presentan algunos valores de zo para distintos tipos de paisaje o terreno. Tipo de paisaje Mar abierto o arena Superficie nevada Estepa o pasto corto Pasto largo o suelo pedregoso Bosque, ciudades o áreas montai\osas. Tabla. Rango de zo(m) 0.0001-0.001 0.001-0.005 0.001-0.01 0.04-0.1 1-5. Tabla 2. Rango de~ para cada tipo de paisaje.. Otra densidad espectral reportada en [Anderson y Bose, 1983] es la siguiente:. 23.

(25) (1.6.5). Donde S. = función de densidad espectral de. la turbulencia del viento,. F = 2000 ft, escala de turbulencia, KN = 0.004, coeficiente de arrastre de la superficie, µ = velocidad media del viento en la altura de referencia, ft/ s, w; = frecuencia angular del espectro de potencia, rad/s, Para fines de este reporte, se implementará la primera expresión para la densidad espectral de potencia P0 ,. Como esta componente de turbulencia está definida en términos de una densidad espectral, es necesario transformarla para obtener una señal en tiempo de manera que su densidad espectral sea la especificada por P 0 ,. Para ello, se emplea el método propuesto en Shinozuka y Jan [1072], en el cual se obtiene una suma de señales senoidales en el tiempo de diversas frecuencias, como armónicas de una frecuencia fundamental. La componente de turbulencia del viento está dada por. (1.6.6). Donde. wk = (k - 0.5)1'.\w, wk = wk + u[-o.55,0.551 L\OJ. = 0.5 -. 2.0 rad/s,. N=50, <pk. = u[o,2Jl"]. U[a,b] es la distribución uniforme entre los valores a y b. En la Tabla 3 se presenta el resultado de la simulación de la velocidad del viento bajo las siguientes condiciones: Velocidad promedio, Tiempo de inicio de la rampa de viento, tlr Tiempo de fin de la rampa de viento, t2r Amplitud de la rampa, mr Tiempo de inicio de la ráfaga de viento, tlg Tiempo de fin de la ráfaga de viento, t2g Amplitud de la ráfaga, Ag Escala de la turbulencia, F Rugosidad del terreno, z0 Número de puntos para calcular las frecuencias y la sumatoria, N Intervalo de frecuencia, Dw. 11.5 mis 5s 35 4 mis 45 s 65 s -1.0 mis 600m 0.004 m 50 0.5 rad/s. Tabla 3. Condiciones de simulación para el modelo del viento.. 24.

(26) Los resultados de la simulación para estas condiciones se presentan en la Figura la densidad espectral de la ecuación (2).. 16,. utilizando. Velocidad del viento. .. 18. .. 1 en. ;. 14. 12. 1íl~ ~ ~ W' i ~\. ~l. 1. ~. 1. •. 1. 10. tiempo, s. Figura 16. Respuesta del modelo del viento para las condiciones de la Tabla 3.. 1.6.2 Modelo del rotor La siguiente ecuación algebraica representa la relación que existe entre la velocidad del viento y la potencia mecánica extraída del viento:. (1.6.7) donde Pw, es la potencia dada en watts, p es la densidad del aire, Cp es el coeficiente de potencia, A es la relación entre la velocidad de la punta de los álabes y la velocidad del viento a la altura de la góndola vtfvw, 0 es el ángulo de ataque, y Aw, es el área cubierta por el rotor de la turbina eólica. En la mayoría de las turbinas de velocidad constante, el ángulo de ataque se desprecia provocando que el Cp sea función de A únicamente. Para conocer el valor del coeficiente de potencia, puede utilizarse la siguiente ecuación, resultado de una aproximación numérica:. (1.6.8). donde A¡. =. [C+:00)- (0~:Jr. 1. ( 1.6.9) (1.6.10) 25.

(27) La estructura de esta ecuación proviene de Heier ( 1998). Sin embargo los valores para las constantes c1 a c9 han sido modificados ligeramente con el fin de concordar con la información de las especificaciones del fabricante. Las variaciones del viento a altas frecuencias son muy puntuales aún fuera, sobre la superficie del rotor, particularmente cuando las aspas de la turbina son más largas. Para aproximarnos a este efecto, un filtro pasa bajas se incluye en el modelo del rotor.. e,. Cs. C7. Cs. C9. Turbina de velocidad constante. .44. 125. O. o. o. 6.94. 16.5. O. -0.002. Turbina de velocidad variable. .73. 151. 0.58. 0.002. 2.14. 13.2. 18.4. -0.02. -0.003. j. Tabla 4. Aproximación de las curvas de potencia.. En la Figura 17 se muestran las curvas de potencia de turbinas comerciales de velocidad constante, junto con la aproximación numérica de la Tabla 4:. 1.4. -E:. 1.2. ::,. '. .... 1. ll) 3: 0.8 o a.. 0.6. : :,. '. g. 0.4 ::,. o. 0.2. ºo Figura 17. Comparación de la aproximación numérica de la curva de potencia de una turbina y las de dos turbinas comerciales (Ackermann, 2005).. Velocidad del viento. --------------.. 1 1 1 1. 1 ! l+TS ! 1. Velocidad del viento filtrada. 1. 1 1. L.--------------. 1 1. Figura 18. Filtro pasa bajas para suavizar la salida de las componentes del viento sobre la superficie del rotor a altas frecuencias.. El valor de la componente 't depende del diámetro del rotor, así como de la intensidad de la turbulencia del viento y sus velocidades promedio. Para este análisis 't se definió como 4.0s.. 26.

(28) Finalmente se incluyó la parte de la torre (sombra de la torre) en el modelo del rotor. Esto se puede hacer adhiriendo un pulso periódico a la potencia mecánica, la cual es la salida del modelo del rotor, la cual se calcula con la ecuación de cP (,W). La frecuencia de este pulso depende del número de aspas (usualmente 3) y la velocidad rotacional del rotor de la turbina eólica. La amplitud de los pulsos esta en el orden de poco porcentaje. La sombra de la torre es particularmente importante en investigaciones que tienen que ver con la calidad de la potencia y la interacción mutua entre varias turbinas eólicas situadas muy cerca una de la otra, eléctricamente. En el presente estudio, se hará la concentración de las aspas en una sola.. .. .. •. >. .. '. ........ ,.,f,, ,., .... ~,. ........ . ,:·········":'·········~ ......... , .. , .... .... ,:· --·' "'"'?· ·· ., .. ,! •• ,,. .. , , . , . .. ... ...' . ... ... ... . . . . .. •. • . . ' . ! ...... ' ... •;>-· •• •• ' •• • ,;•,. ...... . . . ! .. ......... . ' ••••• ; ... -::• .. ' • ...••. ! .. ' ...... ·:' .. ..... . . -:•..... . . . . . .. .. ,. •. .. •. .. .. •. •. •. ~. .. .. .. t. •. •. ~. ... ... . ... .. . ...... ¡ .. ........ ¡ ... ... .. ..~ .. ....... ¡ . . ....... l .. · •• · ••.. •:• · •_., .. .. ¡ ...... . ... ¡ .......... ) . , ..... .. .. ... O O O p. ... ... .. ..... . . . .. •. •. >0. ,,. •. '. .. .. .. .... ". ..... ... .. 0. >. •• 0. •. '. 0. .. •• •. ,. -. .. . . . ... O. •. .. .. .. .. .. . . ' . N . . . . . .. .. •. , •. •. ". 0. O .. O .. . ... ,. '. 0. 0. • ••• 0. •. Figura 19. Respuesta de cp(>-,9) vs. 1-, con 9 lijo en 0°. -~. ... .......~ ........ .:-....... ··~--... .... ·:..... ... --~ ... ... .. -~-.........; .... ..... ......... ~ '... . ...... o. •. e. .. •. . ,. . e. . ... . ·····~··· · · · .... } ' ..... . ..... . ;·· •• ·~-~-·~·· · · .. . ~ ... -~- .' ··· ~· --i< ¡ ""' · "" · _. ... ... ... ... :"'. ,. .. '. Figura 20. Respuesta de cp(J..,9) vs. 1-, con 9 fijo en 5°. 27.

(29) ,. · ·.,. ··· ····. . ·,.,. ~:·,. ··,·····r. ··. ··· · ··········.f···,. ·····:· ··.. ·" ··.···,. ··. ··· · ···· ·· ... .. . .' •••.• •• . ........ .. , .)\O. , •••. ··t····~ ..,...... .1··~--1,.,.,, , •. ·r ... ,... ,... ..,........ ...... . ,.. ~. ~. ~. ~. ~. .. •. ~. ~. >. ~. ~ ~. ~. •. ~. ~. 1... ... 1... Figura 21. Respuesta de Cp().,O) vs.)., con O fijo en 15°. 1.6.3 Modelo de la flecha 1. .. 1. 1 1. 1 1. 1. 1. ! Hwr ¡. 7 . 1~---------1!. ¡______________________________. T. V ·-V-------. lr----~=---!1-----f-~~-! ( Te. [______________________________. 1. -----V--- V. 1. 1. f. 1 1. 1'. 1. '-------------·. :1. :1. 1. 1. 1. t. 1 1. 1. 1. Rotor del. i i '---------·. generador. Rotor de la turbina Figura 22. Representación del modelo de la flecha acoplando al rotor y al generador.. El modelo dinámico que describe el comportamiento de la flecha, sin considerar la fricción, está dado por las siguientes ecuaciones:. (1.6.11) (1.6.12) (1.6.13) (1.6.14) Expresando el modelo con variables de estado, se tiene: . = _ ~ y + Twr Wwr ZHwr. .. Wm. Ks ZHm. ZHwr. Te ZHm. =-y--. (1.6.15) (1.6.16) (1.6.17). 28.

(30) En notación matricial, el modelo se puede expresar como sigue:. [~]=. o. o. -Ks¡. o. o. Ks¡. 2Hwr. 2Hm. ¡-] Wm y. +. 0. o. o. 2rrf -2rrf. l. r½H= -l¡;Hm l;: l. (1.6.18). La estabilidad está dada por los valores característicos de la matriz A.. o A= [ :. o. (1.6.19). 2rrf -2rrf. 1,U - Al = P(,l) = O P(,l). son los valores característicos. = A[HmHwrA 2 +188.SK (Hm+Hwr)] 5. HmHwr. Las raíces son: {±8.898j, O} considerando K. (1.6.20). = 0.3, Hm = 1, Hwr = 2.5. -a.898J. Figura 23. Locali:mción de polos del sistema.. w. =. -. yields. 8.898. fo. = 8 '2rr898 = 1.416 Hz, con un período T = -¡;1o = 0.7061. Coincide con la respuesta de Simulink, donde el período de cada oscilación es de aproximadamente O. 7 (Figura 24 y Figura 25).. 29.

(31) Figura 24. Respuesta de gamma con 0 = 0°, A.= 5.5, y. r. .. u. . . . . ,., .• , . . . . . ...... ~., . . . . . . . . . . .. Vw. = 3 mis.. .. . . . . . . . . , . . . . .. ~ ·•• • !•}"v ·•• •••--••~ • • • ~• ••• • ,n-'•••••OvH. Figura 25. Respuesta de <nw, y. lnm. con 0 = 0°, A.= 5.5, y. Vw. = 3 mis. ,... ·i--- ,,,. "_ _ _ _. . _ , _ J_ _ :_c,, ,,...,............. ,...,,,............ ,,... .. .. . . -~..................... .. Figura 26. Respuesta de gamma con 0 = 0°, A.= {O, 10}, y. Vw. = {O, 25} mis. 30.

(32) ......... ..............;,..... ,. ",.. l. :. i. .. ..............~.. :. '. '. Figura 27. Respuesta de Wwr y Wm con 9 = 0°, k = {O , IO}, y. ~·. Vw. '. = {O, 25} mis. 1.6.4 Modelo del generador eléctrico Las ecuaciones de voltage de Park-Blondel para un generador de inducción de jaula de ardilla en el marco de referencia del rotor (en directo - cuadratura) utilizando la convención del generador, son los siguientes:. (1.6.21) (1.6.22) (1.6.23) (1.6.24). Donde los subíndices d y q aluden a directo y cuadratura, los subíndices s y r se refieren al estator y al rotor respectivamente; u es voltaje, Res resistencia, w es la velocidad angular, y 1f1 es el flujo. El flujo y las corrientes se interrelacionan por las siguientes ecuaciones:. 1Pds. = Lsids + Lmidr. (1.6.25). 1Í'dr. = Lridr + Lmids. (1.6.26). 1Pqs. = Lsids + Lmiqr. (1.6.27). t/Jqr. = Lriqr + Lmiqs. (1.628). donde Lm es la inductancia magnetizante, Ls y rotor respectivamente.. Lr son las inductancias propias del estator. y. 31.

(33) El torque electromagnético está dado por: (1.6.29) donde p es el número de polos pares. Substituyendo al grupo de ecuaciones (2) en ( 1) la representación de estado de la derivada de la corriente, está dada por:. d[i]. (1.6.30). dt = A[i] + B[u]. donde [i] = [ids Íqs idr Íqr] es el vector de corrientes del estator y el rotor, y [u] = [uds Uqs O O] es el vector de voltajes aplicados.. Las matrices quedan de la siguiente forma:. u. {JJT (1 -Rs (1Ls. RsLm (ILSLT. -wrLm (ILT. uls -RT (ILT. l.lJ,,Lm. RsLm ul5 Lr. "'rL~ -(ILSLT. -Rs uLs -l.lJ,,. A=. (1Lr. RrLm (ILSLT -l.lJ,,Lm. l.lJ,,Lm. 1. (1Ls RrLm (ILSLT. Ls. o B=. -l.lJ,,L~. (ILSLT -RT. o. o o. 1. o o. Ls. (1.6.31). --. -Lm LsLr. o. o o. o. -Lm LsLr. o o. ulr. y el factor de fugas cr es:. ~. (1.6.32). (1=1--. LsLr Características del generador. Valores. Velocidad del generador (rpm). 1517. Inductancia mutua Lm (p.u.). 3.0. Inductancia de dispersión del estator Ls (p.u.). 0.10. Inductancia de dispersión del rotor Lr (p.u). 0.08. Resistencia del estator Rs (p.u.). 0.01. Resistencia del rotor Rr (p.u.). 0.01. Tabla 5. Características del generador (Ackermann, 2005). 32.

(34) Considerando los valores de la Tabla 5 como características del generador, e insertando dichos valores en las ecuaciones anteriores, se obtiene la siguiente ecuación de los valores característicos: ( 1.6.33) P(-1) 2301300,12 - 500,1. =. Esta ecuación da como resultado las raíces del sistema:{±1517i, O}. 1.6.5 Modelo del Generador lnducido. 4. 5. El generador inducido se puede modelar a través de las siguientes ecuaciones , en ellas están representadas las tensiones y corrientes que intervienen en el sistema, las ecuaciones de los voltajes de directiva y en cuadratura para el rotor se igualan a cero, ya que para su análisis en este tipo de generador, el rotor se encuentra en corto circuito.. Vds vqs. = -RJds + ú)s l(Lsa + Lm )iqs + Lmiqr J = -Rsiqs -mJ(LSO" +Lm)ids +Lmidr]. (1.6.34) (1.6.35). Vdr =O= -R,.id,. +smj(L,.ª +Lm)iq,. +LmiqJ+ df//dr. (1.6.36). Vq,. =O= -R,.iqr -smJ(L,.ª +Lm)id,. +LmidJ+ dlf/qr. (1.6.37). dt. dt. Donde: V tensión [V] R Resistencia [Q] I corriente [A] q, flujo [Tesla] Q velocidad angular [rad/s] d componente en el eje directo q componente en el eje de cuadratura s estator r rotor Para el modelado de este sistema se tornaron en cuenta varias consideraciones, como: se despreció la fricción, la inercia (J) del sistema se tomó como unitaria y la carga fue establecida en cero. Una vez definidos estos parámetros se hizo la simulación del modelo en Simulink, las respuestas para la velocidad angular y para el torque en el generador se muestran a continuación en la Figura 28. 4. 5. (Filisola & Gasea, 2009) (Ponce & Sampé). 33.

(35) respuesta de generador. -so~~-~-~-~-~-~-~-~-~~ O. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9. 10. Figura 28. Respuesta de la velocidad angular y del torque.. Para utilizar este modelo como un generador es necesario que la velocidad del rotor supere la velocidad síncrona que se tiene con el campo magnético del estator. En la simulación se incluyeron métodos de control vectorial con el fin de poder desacoplar las tensiones de las corrientes y el flujo magnético y obtener así un comportamiento semejante a la máquina de corriente directa. Para la operación del generador como máquina de corriente directa es necesario transformar las coordenadas trifásicas de voltaje de alimentación a coordenadas de campo estacionarias, las cuales alimentarán al generador, esto con la aplicación de las transformadas de Park6, de igual manera, será necesario hacer el proceso inverso para convertir las corrientes generadas a corrientes trifásicas, conectadas directo a la carga eléctrica. Las ecuaciones que rigen este método de Park son las siguientes.. = ids COS p - i~s sin p = ids cos p - i~s sin p .• = - 31 las .• 1 .• 1 .• lbs = - 3 las + ,fJ lps .• 1 .• 1 .• l,s = - 3 las + ,fJ lps. i~s ips .* las. ( 1.6.38) (1.6.39) (1.6.40) (1.6.41) (1.6.42). Con las ecuaciones 1.6.38 y 1.6.39, se transforma de coordenadas de campo a coordenadas bifásicas estacionarias, las ecuaciones 1.6.40, 1.6.41 y 1.6.42 convierten las coordenadas 6. (Ponce & Sarnpé). 34.

(36) bifásicas estacionarias a coordenadas trifásicas estacionarias. Implementando estas ecuaciones en la simulación se obtuvo los resultados mostrados en la Figura 29 y Figura 30.. ¡. Figura 29. Corrientes en eje coordenado estático.. Figura 30. Voltajes trifásicos estacionarios.. Para obtener la transformación de los voltajes trifásicos a voltajes bifásicos en eje coordenado estacionario fue necesario despejar las ecuaciones 1.6.34, 1.6.35, 1.6.35, 1.6.36 y 1.6.38, dejándolas ecuaciones en función de los voltajes trifásicos como se muestra en las ecuaciones 1.6.43 y 1.6.44, la implementación de estas ecuaciones se muestra a continuación en la Figura 31. 3. vas + vq_,.senp. 2 ----v;ls = ~ COS p .fj ~JS. vhs -. .fj. v;.., - vdssenp. 2 2 = ~---~-----COS. (1.6.43). (1.6.44). p. 35.

(37) Va. .___ _ _ _MVa Vd2. f---~.......- - - - - - - - - M V b. Vq1. r-----l. . Vc. Conversión de tres a dos fases. Ve Figura 31. Conversión de tres a dos fases.. Finalmente tras haber obtenido todos los parámetros para modelar el sistema en su totalidad, en la figura, se presenta el esquema final del modelo del generador inducido, visto como una máquina de corriente directa.. ids. i alfas. ias. iqs. i betas. ics. Generador. transformacion de coordenad.H. Conveisión de 2 a 3 fases. Vo. Figura 32. Modelo del generador con transformaciones de Park. 1.6.6 Problemáticas al conectar a la red eléctrica La red eléctrica en México opera con una corriente trifásica a una frecuencia de 60 Hz, arreglada en tres distintos niveles de voltaje: • • •. Alta tensión: 380kV, 220kV, I I0kV Media tensión: 30kV, 20 kV, I0kV Baja tensión: 400V. Consideraciones: • • • • • •. Capacidad de transmisión. Potencia de cortocircuito. Fluctuaciones de voltaje de corta y larga duración. Armónicos Potencia reactiva Parpadeo (flicker). 36.

(38) ~ j~ j. B. lL. M ,,.. l:i\MMJ. Figura 33. Distorsiones de voltaje periódicas y no-periódicas. (1) Oscilatorio transitorio. (2)Caída de voltaje. (J)Aumento de voltaje. (4)lnterrupción momentánea. (S)Parpadeo de ,·oltaje. (6)Distorsión armónica. (7)Voltaje con inter-armónicos. (8)Voltaje con cortes. (Stiebler, 2008). Capacidad de Transmisión. Existen varias consideraciones importantes al conectar una turbina eólica a la red eléctrica. El principal requerimiento es que el equipo - líneas de transmisión, transformadores, interruptores, etc. - utilizados no deben sobrecargarse. También, es deseable mantener en un mínimo las pérdidas de potencia a través de las líneas.. Potencia de corto circuito. La potencia de corto circuito de una red indica el grado en el que se puede compensar por impulsos de corriente de interferencia. Un aumento en la potencia de cortocircuito en el punto de conexión lleva a un decremento en la impedancia de la red para que las corrientes de interferencia generen variaciones pequeñas en el voltaje. Entonces, las perturbaciones de una turbina eólica en la red eléctrica decrecerán con una mayor potencia de corto circuito.. Fluctuaciones de voltaje. Alimentar potencia a la red eléctrica, cosa que se lleva a cabo en la dirección opuesta al flujo normal de energía de las centrales de potencia descentralizadas, conlleva un aumento en el voltaje de operación en el punto de conexión. Los parámetros de control del bus en una red deben de empatarse a las características de operación de las turbinas eólicas de forma que las fluctuaciones de voltaje se puedan compensar. En algunas situaciones, esto puede ocasionar problemas como el parpadeo, que es perceptible al ojo humano en la luz eléctrica. En particular, altas corrientes de irrupción que ocurren con la sincronización de la turbina a la red, especialmente con generadores de inducción conectados directamente a la red, deben de tomarse en consideración. Por esa razón, los generadores de inducción modernos están equipados con un sistema de sincronización suave controlado por tiristores.. Armónicos. Hace algunos años los armónicos causados por turbinas eólicas eran un tema de discusión para los operadores de la red. A causa de las corrientes no-sinusoidales del mversor, las 37.