que habitualmente sirve para in-terconectar éstos con el punto de"enganche" a la red existente.Normalmente también se trata deuna red de alta tensión. El objeti-vo del análisis de esta red es de-finir la solución "óptima" desde elpunto de vista técnico y econó-mico para dicha interconexión.Esta red puede o no, ser necesa-ria en función del número y loca-lización de los Parques Eólicos.

El sistema 3 es la habitual redde distribución interna del Par-que, normalmente en mediatensión (20-36 kV). El objetivodel análisis de esta red será ladefinición y especificación deequipos que aseguren la eva-cuación de energía con la máxi-ma fiabilidad y al menor costeposible.

En los siguientes apartadosdescribiremos el tipo de análisisy metodología empleada porABB para el estudio de estostres sistemas.

La conexión de parques eóli-cos a una red de transmisión odistribución existente puedeafectar al comportamiento de lamisma en función de dos varia-bles principales:

- Potencia eólica instalada.- "Fortaleza" de la red a la que

se conecta (expresada comoPcc/Peólica).

El análisis de dicho impactodebe realizarse tanto desde elpunto de vista de comporta-

2. Análisis del sistemaAT existente

En función del tamaño de lainstalación eólica podemos lle-gar a distinguir hasta tres siste-mas eléctricos independientes, asaber:

- Sistema eléctrico existentede la compañía transportista odistribuidora.

- Sistema eléctrico de sub-transmisión para conectar diver-sos parques eólicos en el mismoárea geográfica.

- Sistema eléctrico de distribu-ción interno al parque (instala-ción colectora).

Estos tres sistemas se repre-sentan en la figura 1.

Cada uno de estos tres siste-mas debe ser analizado desdediferentes puntos de vista, yaque su problemática habitual esigualmente diferente.

El sistema existente antes dela instalación de los parques eó-licos (sistema 1), es una instala-ción normalmente de alta ten-sión que muy probablementeno fue planificada pensando enla instalación eólica. En conse-cuencia, el objetivo es determi-nar el impacto que la evacua-ción de generación eólica puedeproducir en esa red, y eventual-mente los refuerzos necesarios.

El sistema 2, representa unared de subtransmisión completa-mente nueva asociada a la inver-sión en los parques eólicos, y

1. ¿Un único sistema eléctrico?

Análisis de generacióneólica en sistemaseléctricos de potencia (I)

D. Galván, G. Luengo, S. Tomanovic y R. PortalesABB Transmission and Distribution Systems, S.A.

y E. LlorenteABB Power T&D Company Inc.

Los países indutrializados sonprogresivamente conscientes de

las dificultades para cumplirlos compromisos de reducción

de gases de efecto invernadero,en especial CO2.

El efecto combinado de laspolíticas incentivadoras de lasAdministraciones, junto con el

propio desarrollo de laindustria eólica, han convertidoa este tipo de tecnología en una

alternativa viable. El objetivofijado por la UE es cubrir con

este tipo de tecnología el 12% dela demanda total en el año 2010.

En España el PFER prevé lainstalación de 9.000 MW hasta

el año 2010, de los cualesprácticamente 2.000 MW ya se

encontraban en funcionamientoa finales del año 2000.

El presente artículo pretendedar una visión general de la

problemática de los sistemaseléctricos de dichos parques,

tanto desde el punto de vista deimpacto en la red externa, comodel proceso de optimización de

la instalación eléctrica delpropio Parque Eólico.

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ga de un 10% y que puede variaren cada caso concreto.

• Pérdida de líneas de doblecircuito (cuando se compartenmás de 30 km de traza): no seproducen cortes de mercado; noexisten sobrecargas en las líneasde la red de transporte superio-res al 15% de su límite térmicoestacional; no existen sobrecar-gas en los transformadores su-periores al 20% en invierno y al10% en verano.

• Las tensiones deben estardentro de los siguientes límitesen el caso de fallo simple (con-tingencia N - 1): entre 380 kV (95%) – 435 kV (108,7 %) en la redde 400 kV y entre 205 kV (93 %)–245 kV (111 %) en la red de 220kV y en el caso de fallo doble(contingencia N - 2) entre 375 kV(93,75 %) – 435 kV (108,7 %) enla red 400 kV, y 200 kV (90 %) –245 kV (111 %) (red 220 kV).

Por esto es necesario un análi-sis de las posibilidades que tieneel sistema existente para evacuarla potencia eólica requerida en di-ferentes condiciones de operacióntanto desde el punto de vista detensión como de sobrecargas.

El análisis de sobrecargas se re-aliza por medio de herramientasestándar de simulación de flujosde cargas, que permiten estudiarel comportamiento del sistematanto en condición normal con to-dos sus elementos en servicio, co-mo ante contingencias (Fig. 2).

No obstante, el principal pro-blema derivado de la instalaciónde parques eólicos suele ser elde inestabilidad de tensiones, oen casos extremos el colapso detensión.

Efectivamente, dado que lainmensa mayoría de las instala-ciones eólicas cuentan con ge-neradores de inducción con sis-temas de compensación de re-activa por baterías de condensa-dores, en el caso de producirseuna perturbación en la red queorigine el correspondiente hue-co de tensión se producen dosfenómenos adversos:

miento estático, como desde elpunto de vista de comporta-miento dinámico del sistema.

2.1. Comportamiento en régimen estático–––––––––––––––––––––––––––––––

A diferencia de otro tipo detecnologías de generación, no eshabitual que la generación eóli-ca pueda provocar problemas enlo que al nivel de cortocircuitose refiere. Esto es debido tanto alhecho de que la mayoría de lasmáquinas utilizadas son de tipoasíncrono, como fundamental-mente al hecho de que al gene-rar básicamente en baja tensión(la potencia unitaria de las má-quinas suele ser inferior a 1MW), y exigir una red de distri-bución intermedia MT más unaestación transformadora MT/AT,la "impedancia" equivalente vistapor la red es muy elevada en lamayoría de las ocasiones.

En consecuencia, los análisisde comportamiento estático ha-bituales pretenden analizar laposibilidad de aparición de so-brecargas o bien de problemasde control de tensión en la red.

Dependiendo del nivel de ten-sión de la red a la que se conec-ten los Parques, y de los requisi-tos de operación impuestos a di-cha red por el Operador del Sis-

tema (ISO), los criterios de análi-sis difieren de un país a otro. Enel caso de España, los criteriosde operación impuestos a la redde transmisión exigen que:

- Condición normal de opera-ción: con todos los elementosde red en servicio, la conexióndel Parque no debe provocarsobrecargas por encima del100% de la capacidad de trans-porte de la línea. En cuanto a latensión, ésta debe mantenersedentro de unos determinadosperfiles establecidos para cadazona, desde este punto de vista.

- Comportamiento del sistemafrente a contingencias:

El sistema deberá mantenersus parámetros de control den-tro los límites que se indican acontinuación para las contingen-cias señaladas:

• Fallo simple (Criterio N-1):no se producen cortes de merca-do ni sobrecargas permanentesen las líneas de la red de trans-porte respecto a su límite térmi-co estacional, pudiéndose admi-tir sobrecargas transitorias dehasta un 15% con una duracióninferior a 20 minutos. No se pro-ducen sobrecargas en los trans-formadores respecto a su poten-cia nominal, salvo en invierno,en que se admite una sobrecar-

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enero/febrero 02

Figura 1. Sistemas asociados a los P. eólicos.

Otra técnica que permite ana-lizar la posibilidad de colapsode tensión, y por otro lado lasnecesidades complementariasde reactiva para evitarlo, es ladel análisis de las curvas Q-V.En este caso se representa la re-activa consumida/generada enun determinado punto de la reden el que se va a conectar la ge-neración eólica para distintosperfiles de tensión.

En la figura 5 se muestra la fa-milia de curvas estáticas Q - Vpara un punto de conexión de-terminado. Siendo Qf > 0 poten-cia reactiva aportada en el nudo,y Qf < 0 potencia reactiva con-sumida, dicha figura implicaríaque todos los puntos por encimadel eje de abcisas son infactiblesdesde el punto de vista de laoperación a no ser que se apor-te reactiva (se toma como hipó-

a) Los generadores de induc-ción aumentan su deslizamientoy por tanto su consumo de reac-tiva de forma cuadrática con lacaída de tensión, dando lugar aun proceso de realimentacióndel hueco de tensión.

b) La aportación de las bateríasde condensadores disminuye cua-dráticamente con la tensión, dis-minuyendo en consecuencia to-davía más el soporte de tensión.

Este comportamiento se des-cribe gráficamente en la figura 3.

Existen dos técnicas habitual-mente empleadas para el análi-sis de los márgenes de penetra-ción de generación eólica queun sistema admite en un puntodeterminado de la red.

El primero de ellos se basa en

la determinación del punto decolapso a través de las curvas P-V, es decir la variación de la ten-sión en función de la potenciagenerada. Habitualmente sólo sedetermina la característica P-Vestática post-contingencia, aun-que en determinadas ocasionespuede resultar más ilustrativa lacaracterística dinámica, obtenidabien a través de simulación enel tiempo, bien a través de la de-terminación del punto de bifur-cación silla-nodo según técnicasde análisis lineal.

Un ejemplo de característicaestática P-V se muestra en la fi-gura 4, donde se observa como,para un punto de conexión de-terminado, existen distintos va-lores máximos de potencia eóli-ca a partir de los cuales se in-cumplen los límites de opera-ción marcados por el ISO.

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Renovables y Medio Ambiente

Figura 3. ∆Q vs. ∆V.

Figura 2. Análisis de sobrecargas.

Figura 4. Característica P-V estática. Figura 5. Característica Q-V estática.

co de tensión en la red externaposterior a una falta, para dosniveles distintos de potencia aevacuar (PA>PB) sin compensa-ción dinámica, así como el efec-to de introducir dicha compen-sación en forma de SVC (StaticVar Compensator).

Esta inestabilidad dinámicapuede manifestarse, tras unaperturbación en la red que mo-difique sustancialmente la po-tencia de cortocircuito en elpunto de conexión (disparo deuna línea "importante"), variossegundos después de producir-se el evento, y tras un "aparen-te" período de estabilidad, tal ycomo se indica en la figura 7.

Otra forma de impacto de lageneración eólica en el compor-tamiento dinámico del sistemaexterno es debida a la propianaturaleza del "par motor", esdecir el viento. Efectivamente, adiferencia de otras formas degeneración (térmicas, nuclearese hidráulicas), el viento comocombustible no puede contro-larse de forma convencional, yaque no puede regularse el "cau-dal de combustible".

Así, el control convencionalde los aerogeneradores se basaen el objetivo de maximizar elrendimiento de una fuente deenergía no regulable. Para ellose utilizan sistemas de orienta-ción de góndola, generadores

tesis que los generadores son deinducción y por tanto consumenreactiva).

Como se deduce de la figura5, en este ejemplo premeditada-mente extremo, sería necesarioun aporte adicional de aproxi-madamente 150 MVAr en elpunto de conexión para poderevacuar 300 MW de potenciaeólica con tensiones nominales.El punto A sería el de equilibrioestable y el B marcaría una con-dición de operación inestable.

La práctica habitual es esta-blecer como potencia límite unporcentaje del valor máximo ob-tenido con cualquiera de las téc-nicas descritas, requiriéndose delanálisis dinámico para establecerunos valores más ajustados.

2.2. Comportamiento en régimen dinámico–––––––––––––––––––––––––––––––

Como se ha descrito anterior-mente, la inmensa mayoría delas instalaciones eólicas utilizanmáquinas de inducción que porsu característica propia tiendena "realimentar" los huecos detensión producidos en la red,prolongando éstos tanto desdeel punto de vista de duracióncomo desde el punto de vista deprofundidad.

Para analizar en detalle esteproceso, desde el punto de vista

de la red existente, es necesariodesarrollar una simulación delcomportamiento dinámico delsistema que tenga en cuenta lossiguientes factores, entre otros:

- Respuesta de los sistemas deregulación de las máquinas sín-cronas presentes en el área (fun-damentalmente AVR y sistemasde excitación).

- Característica de comporta-miento dinámico de la carga enfunción de la tensión.

- Características de comporta-miento dinámico de equipos decompensación tipo SVC o esta-bilizadores.

- Amortiguamiento del flujo in-terno de los generadores eólicos.

- Actuación sistemas de pro-tección.

Una vez desarrollado el mo-delo dinámico apto para este ti-po de estudios, el objetivo delanálisis será complementar elestudio de estabilidad estáticade tensiones descrito anterior-mente con un análisis de estabi-lidad transitoria. En general, ellímite dinámico será más restric-tivo que el estático.

En la figura 6 se muestra unejemplo de este tipo de simula-ción, donde se puede observarla "evolución dinámica" del hue-

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enero/febrero 02

Figura 6. Límite dinámico de Colapso de tensión. Figura 7. Inestabilidad dinámica ante faltas.

par mecánico experimentadopor el conjunto de aerogenera-dores de un PE de 50 MW anteturbulencias.

Esta variación del par provo-cado por la turbulencia se tradu-ce en una variación del desliza-miento de los aerogeneradores,lo que a su vez implica una rá-pida variación del consumo dereactiva y en consecuencia de latensión y potencia eléctrica su-ministrada. En la figura 9 se re-presentan las variaciones de ve-locidad media de los aerogene-radores, así como de la potenciaeléctrica equivalente entregada.

Las rápidas variaciones en lapotencia activa (y sobre todo re-

de dos velocidades, o álabes depaso variable, así como sistemasde frenado (aerofrenos o álabesen bandera) cuando la veloci-dad del viento supera los límitesde riesgo mecánico.

De esta manera, las variacio-nes del flujo de viento (raramen-te laminar) provocan variacionesde par en el aerogenerador quepueden traducirse en "rizados"de la onda de tensión y poten-cia. Si bien estas variacionespueden mitigarse en parte conun diseño específico del aeroge-nerador (álabes y acoplamientoturbina-alternador), o por la pro-pia inercia del conjunto, puedenprovocar perturbaciones signifi-cativas, especialmente en el caso

de que el sistema externo sea"débil" (baja potencia de corto-circuito respecto de la potenciaeólica instalada).

Esta circunstancia es especial-mente crítica en el caso de tur-bulencias (variaciones rápidas yde fuerte magnitud en la veloci-dad y dirección del viento) pu-diendo dar lugar a un elevadoporcentaje de "flicker" en la ten-sión de la red externa que ter-minaría afectando al resto deusuarios de dicha red.

En la figura 8 se muestra lapotencia mecánica equivalentesuministrada por el viento encaso de turbulencias. Puede ob-servarse la fuerte variación del

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Renovables y Medio Ambiente

Figura 8. Potencia mecánica de la turbulencia. Figura 9. Velocidad y Potencia Eléctrica.

Figura 10. Tensión en la red externa. Figura 11. Análisis de armónicos.

salida aerogenerador medianteel control de ángulo de disparode los tiristores del conjunto rec-tificador–inversor.

Las respuestas propias de losaerogeneradores según el tipode control, y el análisis de lasventajas y desventajas propiasde cada uno de ellos requeriríade un espacio muy extenso porlo que no se incluye en este ar-tículo. No obstante, las nuevasnecesidades y potencias unita-rias de los aerogeneradores hanincrementado esta necesidad decontrol desarrollándose nuevastecnologías, como el WIND-FORMER®, o la interconexión através de HVDC Light®.

El WINDFORMER® suponeuna simplificación de los equi-pos constituyentes de un aero-generador, utilizando un únicoequipo generando a 20 kV quehaga las veces del conjunto cajareductora - motor – transforma-dor, e incorporando el conceptoconvencional clásico de HVDC,

activa) del Parque se traducenen las variaciones de tensión enla red externa que se muestranen la figura 10.

Un análisis de subarmónicosde esta onda de tensión revelarála importancia del fenómeno delflicker en cada caso.

En general, la experiencia denumerosos análisis realizadospor ABB ha demostrado que unarelación de 10 entre la potenciade cortocircuito en el punto deconexión y la potencia instaladaen generación eólica es un valormínimo de umbral de riesgo. En-tre 5 y 10 puede ser aceptablesegún circunstancias particulares(relación X/R, consumo en la zo-na, etc.), y por debajo de 5 no esaceptable, en general, salvo apli-cación de soluciones como lasdescritas a continuación.

Actualmente se están implan-tando diferentes tecnologías decontrol de los aerogeneradorescon el objetivo de limitar estas

fluctuaciones, y por tanto mejo-rar la calidad de suministro depotencia por parte de los Par-ques Eólicos. Aún cuando lossistemas son muy variados de-pendiendo de los fabricantes,éstos se pueden resumir en dosactuaciones:

- Utilizar un generador asín-crono alimentando el circuitorotórico con una corriente defrecuencia variable. En la figura12 se muestra este control quepermite que la corriente inyecta-da tenga una frecuencia igual aldeslizamiento de la máquina(por tanto, el aerogenerador ac-túa "como un generador síncro-no conectado a la red"). La mo-dificación de la frecuencia de lacorriente se realiza mediante unconversor electrónico.

- Controlar las variaciones enla potencia eléctrica de salidamediante la inclusión de uncontrol electrónico de potencia.Con este control se limitarían lasfluctuaciones de potencia a la

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enero/febrero 02

Figura 12. Control mediante inyección al rotor.

Figura 13. Convertidor a salida aerogenerador.

Figura 14. Equipo convencional vs. WINDFORMER®.

Figura 15. Esquema concepto

WINDFORMER®.

blando del "Sistema 2" de los re-presentados en la figura 1.

Los estudios técnicos para de-terminar este sistema de enlaceo subtransmisión contemplan:

- Trazado topológico factible,o en caso de tener alternativasdefinición del trazado óptimo.

- Nivel de tensión para el sis-tema de enlace. Típicamentesuelen tratarse de redes AT.

- Dimensionamiento de con-ductores en función de un estu-dio de cargas, pérdidas y ten-sión.

- Estudios de fiabilidad.

- Estudios económicos.

En lo que se refiere al primeraspecto, el topológico, los estu-dios consisten básicamente endefinir los diferentes trazadosfactibles para la interconexiónde Parques en función de laorografía del terreno, derechosde paso, impacto ambiental uotras circunstancias de interésen cada caso. Las condicionesde acceso de los transformado-res deben ser tenidas en cuentapara determinar la ubicación delos diferentes nudos de la red.

Los estudios técnicos de nivelde tensión de conexión, pérdi-das, y dimensionamiento deconductores (por criterio de car-

basada en tecnología IGBT másun convertidor para el controlde la potencia. Un esquema tipode WINDFORMER® se muestraen las figuras 14 y 15.

La tecnología HVDC Light®

supone una evolución del con-cepto convencional clásico deHVDC, pero basada en tecnolo-gía IGBT y el concepto de con-vertidores de fuentes de tensión.Un esquema tipo de HVDCLight se muestra en la figura 16.

En la figura 17 se observa co-mo la utilización de este tipo de

tecnología permite una drásticadisminución tanto de la profun-didad del hueco de tensión co-mo de su duración, a pesar delincremento de potencia eólica.

Por lo que se refiere al efectode amortiguación del fenómenodel flicker, en la figura 18 semuestran los resultados obteni-dos en el caso real utilizado deejemplo.

Respecto a la inestabilidad di-námica de tensión, en este apar-tado nos hemos centrado en losproblemas más habituales, rela-cionados con la variación delconsumo de reactiva en este tipode instalaciones. No obstante,conviene señalar que cuando losparques eólicos se instalan enredes con relación X/R muy baja(por debajo de 2-3), normalmen-te coincidentes con tensionespor debajo de 20 kV, o bien re-des que utilizan cables subterrá-neos, la propia variación de po-tencia activa entregada puedeser fuente de inestabilidad detensión, y en consecuencia tam-bién debe ser analizada.

En este apartado abordamosla problemática de sistema deenlace entre diversos parqueseólicos cuando éstos tienen unpunto común de enganche a lared AT existente. Estaríamos ha-

3. Análisis del sistemaAT de enlace

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Figura 16. Esquema HVDC Light.

Figura 18. HVDC Light vs. flicker.

Figura 17. HVDC Light vs. hueco de tensión.

do que la inmensa mayoría deestas instalaciones se encuentranabandonadas, siendo explotadasdesde un control central situadoa muchos km de distancia.

En lo que se refiere al nivelde fiabilidad impuesto por elOperador del Sistema (ISO), sibien frecuentemente este tipode redes de enlace se dedica ex-clusivamente a la evacuación degeneración eólica, y en conse-cuencia no afectan a la calidadde suministro al consumidor fi-nal, también es cierto que sue-len desarrollarse en alta tensión(AT). En consecuencia son sus-ceptibles de ser requeridas acumplir criterios de planifica-ción más estrictos como pudieraser el ya mencionado N-1 ó N-2.

3.2. Análisis de solución "óptima"–––––––––––––––––––––––––––––––

Como resultado de los análi-sis técnicos descritos anterior-mente se habrá obtenido:

- Conductor necesario en cadatramo en función del nivel de ten-sión y la potencia a transportar.

- Nivel de aislamiento.

- Longitud de cada tramo yequipamiento de las subestacio-nes necesarias (incluida la regu-lación de tensión si fuera nece-saria).

- Pérdidas anualizadas obteni-das para cada alternativa (valo-radas al precio de venta de la

ga y cortocircuito), utilizan co-mo herramienta habitual el flujode cargas (OPF como alternati-va) por lo que no insistiremosde nuevo en estos aspectos.

Nos centraremos por tanto enanalizar brevemente los otrosdos aspectos: la fiabilidad y lainversión.

3.1. Análisis de fiabilidad–––––––––––––––––––––––––––––––

Los estudios de fiabilidad de-penden habitualmente de dosvariables:

- Nivel de fiabilidad requeri-do por el promotor del Parque(s) eólico (s).

- Nivel de fiabilidad impuestopor el ISO.

El nivel de fiabilidad requeri-do por el promotor se traduceinmediatamente en un posible

sobrecoste económico, por loque el análisis de fiabilidad de-be tener en cuenta tanto aspec-tos económicos como técnicos.

Por ejemplo, si la red de en-lace entre parques va a tener undiseño radial, de tipo arbores-cente, puede analizarse el efec-to de la automatización de dichared en la capacidad de evacua-ción de potencia eólica.

A mayor nivel de automatiza-ción, menor tiempo de reposi-ción después de falta (medidoen términos de TIEPI o SAIDIpor ejemplo), y menor frecuen-cia de falta percibida por cadacliente (medido en términos deNIEPI o SAIFI).

En este tipo de análisis seevalúa la mejora en los índicesde calidad en función del gradode automatización (telemando,reconectadores, seccionalizado-res, etc) y se compara con elcoste asociado, de tal maneraque se obtenga no la solución"óptima" sino la que en términosdel inversor resulta más acepta-ble como un compromiso entreinversión y calidad.

En la figura 19 se representa elresultado de este tipo de análisisen función de la mejora experi-mentada en los índices de cali-dad. El coste de "no-evacuación"representaría la pérdida econó-mica acumulada por el conjuntode parques eólicos afectados porla interrupción al no poder eva-cuar la energía correspondiente.No debe olvidarse en este senti-

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enero/febrero 02

Figura 19. Fiabilidad vs. coste.

a. Alternativa 1 b. Alternativa 2

Figura 20.

formadores AT/MT, y el sistemade distribución hasta los aeroge-neradores MT (normalmente 20kV en grandes Parques).

El objetivo del análisis de es-te sistema es garantizar su fun-ción (evacuación de potencia delos aerogeneradores), optimi-zando al máximo la inversiónprevista. Para ello supongamosel esquema eléctrico de un par-que eólico tipo según se mues-tra en la figura 21.

Básicamente consiste en va-rias líneas de aerogeneradores(no más de 9 ó 10 por cada lí-nea). Estos generadores suelenproducir en baja tensión (690 Vpor ejemplo), y su potencia setransforma a media tensión en elpropio aerogenerador, (un valortípico puede ser 20 kV). Lostransformadores de cada uno delos generadores de una misma lí-nea se unen a través de cablessubterráneos de media tensiónque evacuan la potencia genera-da. Toda la potencia de la línease recoge en la celda de mediatensión de cabecera. Normal-mente cada celda de cabeceraequipada de interruptor recogeuna línea de aerogeneradores,de 5 a 10 MW, y finalmente lapotencia se evacua a través deun transformador principal haciala red externa de alta tensión. EnEspaña, y por límites legales, elmáximo nivel de agregación portransformador es de 50 MW (tí-picamente, siete u ocho líneas).

En los siguientes epígrafesdiscutiremos los distintos aspec-

energía eólica y teniendo encuenta el coeficiente real de uti-lización de los parques).

Sin embargo, en numerosasocasiones (especialmente en elcaso de grandes parques eóli-cos), el resultado del estudiotécnico presenta diversas alter-nativas igualmente válidas desdeel punto de vista técnico.

En este caso, la definición dela red de enlace finaliza con laelección de aquella alternativaque, cumpliendo con todos losrequisitos técnicos impuestos,permita obtener la solución demínimo coste.

Supongamos que, para unconjunto de parques eólicos, fi-nalmente tenemos las dos alter-nativas de trazado que se mues-tran en las figuras 20a y 20b.

Para ambas alternativas elpunto de conexión con la redexterna sería la S/E Goya.

En este ejemplo las alternati-vas técnicas viables, al margende las dos topologías, son laelección del nivel de tensión óp-timo, en este caso 132 kV, 220 kVo un mix de ambas tensiones.

Tomando una de las alternati-vas como base se compara elahorro de inversión, pérdidas yel escudo fiscal de la amortiza-

ción (parte exenta del impuestode sociedades) que pueda supo-ner el resto sobre la primera,calculando el VAN y TIR de ca-da una de ellas.

Para el cálculo económico, enel caso de España, se suelenemplear como parámetros paraanalizar la inversión eólica lossiguientes:

- Tasa de descuento: 5,5-6,0%.- Tiempo de operación: 20 años.- Impuesto de sociedades: 35%.- Tiempo de amortización:

14-15 años.- Precio del kWh: 10,42 pta/

kWh.

La comparación de ambas al-ternativas en los distintos nive-les de tensión se muestra en laTabla I.

En este caso la alternativamás económica que cumpliríacon todos los requisitos técnicoses la combinación de un sistemade 132 kV con uno de 220 kV ytopología correspondiente a laalternativa 1.

En general este sistema inclu-ye la subestación colectora prin-cipal del parque eólico, los trans-

4. Análisis del sistema colector del parque eólico

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Renovables y Medio Ambiente

Alternativa 132 kV vs. 220 kV

Concepto MESP

Ahorro de inversión ..................................................................................................262,0Ahorro por escudo fiscal de la amortización ..........................................................-68,7Ahorro de pérdidas ..................................................................................................-381,2VAN (ahorro) ............................................................................................................-187,9

Alternativa 132/220 kV vs. 220 kV

Concepto MESP

Ahorro de inversión ..................................................................................................255,0Ahorro por escudo fiscal de la amortización ..........................................................-67,0Ahorro de pérdidas ..................................................................................................-136,2VAN (ahorro) ................................................................................................................51,8

Tabla I.

Figura 21. Esquema dedistribución

interno.

definir la sección óptima de ca-ble MT que minimiza la inver-sión cumpliendo con las restric-ciones técnicas. Dejándonosguiar por los resultados en régi-men permanente (flujo de cargasy nivel de cortocircuito), los ca-bles han de ser diseñados típica-mente con secciones decrecien-tes a medida que nos alejamosde las celdas de media tensiónde cabecera hacia los extremosfinales de las líneas de aeroge-neradores. Lógicamente la sec-ción más cercana a las celdastransporta toda la potencia gene-rada por los aerogeneradores dela línea, mientras que los cablescercanos a los extremos trans-portan mucha menos potencia.

Por otro lado, también lassecciones de cable más cercanasa la celda de media tensión decabecera son las que tienen quesoportar intensidades más altasde cortocircuito. Efectivamente,si bien es cierto que los aeroge-neradores aportan corriente alcortocircuito, lo cierto es que lamayor aportación viene de lared externa a través de los trans-formadores principales. Lógica-mente esa aportación se va re-duciendo a medida que el cor-tocircuito se produce en seccio-nes de cable más alejadas de lacelda de cabecera, por efecto dela impedancia creciente.

La experiencia de los parquesestudiados dice que el flujo decargas en régimen permanente esun criterio menos restrictivo queel de cortocircuito en parques demás de 25 MW de potencia, porlo que el cálculo habitual quesuele hacerse es dimensionaratendiendo a este último criterio(en las secciones próximas a lacabecera) y comprobar posterior-mente que las secciones de con-ductor elegidas son válidas tam-bién en régimen permanente. Lassecciones alejadas de la cabecerase dimensionan según su cargaen régimen permanente.

Para el cálculo práctico delnivel de cortocircuito que debensoportar los cables se utiliza laintensidad térmica de corta du-ración (1 segundo).

tos a analizar en el proceso deoptimización del diseño eléctri-co del parque.

4.1. Curvas de carga y probabilidad–viento–––––––––––––––––––––––––––––––

Para la realización de los es-tudios de optimización del siste-ma eléctrico son necesarios lossiguientes datos de entrada:

- Curva de potencia del gene-rador eólico.

- Curva de viento del parque(m/s versus horas - año).

En la figura 17 se muestrancomo ejemplo las dos caracterís-ticas de nuestro parque eólicotipo:

- La curva de potencia de losaerogeneradores se representaen el eje de ordenadas izquierdo(la potencia nominal del genera-dor es de 750 kW). Esta curva sesatura cerca de los 17 m/s, esdecir que para valores mayoresde velocidad de viento la poten-cia generada no sólo no aumen-ta sino que, en algunos casos,puede descender ligeramente.

- La curva de viento se mideen p.u. (eje derecho de ordena-das) y representa el porcentaje (omás bien el tanto por 1) de horasal año que el viento sopla a unadeterminada velocidad en la zonaen donde está ubicado el parqueeólico. Como se puede observaren la figura 17, la mayor parte delas horas del año el viento soplaentre 0 y 15 m/s estando la modaalrededor de 5 m/s.

El factor de capacidad delparque (horas de utilización),que se define como el númerode horas equivalentes que elparque estaría trabajando a po-tencia nominal, es aproximada-mente del 30 %, muy bajo si locomparamos con formas de ge-neración tradicionales.

Para simplificar los estudios sesuele tomar la consideración deque todos los aerogeneradoresdel parque están expuestos a lamisma velocidad de viento al mis-mo tiempo y las mismas horas alaño. Dicho de otra forma, a todoslos aerogeneradores se les supo-ne la misma curva de viento. Estasimplificación no afecta significa-tivamente a los resultados finales,mientras que sí reduce enorme-mente el tamaño del problema.

Por otro lado, en los estudiosen los que es necesaria la utiliza-ción de la curva de viento, comopueden ser los estudios de com-pensación de reactiva o de cálcu-lo de pérdidas, se utilizan única-mente 25 regímenes de carga dis-cretos, que van desde 0 hasta 24m/s. Cada uno de estos escena-rios de velocidad de viento setransforma rápidamente en un es-cenario de potencia generada porel parque a través de la curva depotencia del aerogenerador y to-mando en cuenta la simplifica-ción realizada anteriormente.

4.2. Dimensionamiento de la aparamenta y cables–––––––––––––––––––––––––––––––

Para el diseño de la apara-menta eléctrica del parque enmedia y baja tensión es necesa-rio realizar estudios en régimenpermanente tanto de cargas co-mo de nivel de cortocircuito ypérdidas, y elegir siempre el cri-terio más restrictivo de los dos.

Por su importancia, el aspec-to de pérdidas lo trataremos deforma independiente en otroapartado.

- Dimensionamiento de los cables de MT

El objetivo de este análisis es

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enero/febrero 02

Figura 22. Curva de potencia y viento.

zar un flujo de cargas en régi-men permanente con el escena-rio definitivo del análisis ante-rior. Este flujo de cargas se rea-liza considerando todos los ae-rogeneradores generando al100%, que es la condición másdesfavorable.

Como ya se ha dicho la expe-riencia demuestra que los cablesdiseñados por cortocircuitoaguantan perfectamente las con-diciones de carga en régimenpermanente para la mayoría delos casos.

Dependiendo de la longitud decables, a veces resulta más eco-nómico instalar cable de la mismasección al poder comprar partidasmás grandes, con independenciade la solución "óptima".

El proceso iterativo es el si-guiente: se estiman unas seccio-nes de cable previamente al cál-culo de cortocircuito. Estas sec-ciones pueden ser por ejemplode 240 mm2 en los cables máscercanos a las celdas de cabece-ra, 120 mm2 en las secciones in-termedias y 95 mm2 en las sec-ciones más extremas. A conti-nuación se realiza un análisis decortocircuito trifásico equilibra-do suponiendo faltas en cadauno de los cables, siempre enlas secciones más cercanas a lacelda de cabecera en cada unade las líneas, que son los casosmás desfavorables.

Una vez obtenidos los valoresde intensidades de cortocircuitoen cada cable se comprueba silas secciones elegidas a prioriestán preparadas para soportaresos valores. Si algún cable estáexcedido será necesario aumen-

tar su sección mientras que si al-gún cable está sobredimensio-nado se puede elegir otro demenor sección.

Una vez realizados los cam-bios pertinentes es necesario re-petir el análisis, ya que al susti-tuir las secciones de algunos ca-bles cambia la configuración deimpedancias del parque y esopuede cambiar los resultadosdel análisis de cortocircuito. Unavez realizado se vuelve a com-probar que todos los cables soncapaces de soportar las corrien-tes de cortocircuito y que no ha-ya cables sobredimensionados.Si no es así se tendrá que repe-tir el proceso iterativamente has-ta que se llegue a una soluciónfinal. Normalmente no son ne-cesarios más de tres análisis has-ta alcanzar la solución óptima.

Por último es necesario reali-

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