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Índice

Índice de Tablas y Figuras ............................................................................................................... 5

Resumen Ejecutivo ......................................................................................................................... 7

Introducción .................................................................................................................................. 9

Objetivos ..................................................................................................................................... 10

1.- Situación de la generación eólica ............................................................................................ 11

1.1.- Caso chileno ..................................................................................................................... 11

1.1.1.- Situación actual ......................................................................................................... 11

1.1.2.- Escenario futuro ........................................................................................................ 13

1.2.- Caso Europeo ................................................................................................................... 14

1.3.- Descripción de algunos países europeos: .......................................................................... 15

1.3.1.- Dinamarca ................................................................................................................. 15

1.3.2.- Alemania ................................................................................................................... 16

1.3.3.- España ....................................................................................................................... 16

1.3.4.- Irlanda ....................................................................................................................... 16

1.4.- Tecnologías utilizadas de turbinas de viento. .................................................................... 16

2.- Características del viento ........................................................................................................ 18

2.1.- Estudio del viento antes de colocar molinos: .................................................................... 18

2.2.- Estudio del viento después de colocar molinos: ................................................................ 21

3.- Normas técnicas ..................................................................................................................... 23

3.1.- Norma técnica de Seguridad y Calidad de Servicio Chilena (NTSyCS) ................................. 23

3.2.- Normas de otros países para generación eólica ................................................................ 25

4.- Impacto de alta penetración eólica en los sistemas eléctricos ................................................. 32

4.1.- Intermitencia del viento y seguimiento de la demanda. .................................................... 32

4.2.- Regulación de frecuencia .................................................................................................. 33

4.3.- Reserva y despacho .......................................................................................................... 34

4.4.- Desconexión por vientos fuertes. ..................................................................................... 34

4.5.- Cambios repentinos de velocidad del viento. .................................................................... 35

4.6.- Capacidad de Transmisión en áreas con viento explotable ................................................ 35

4.7.- Monitoreo y control de las plantas eólicas. ....................................................................... 36

3

4.8.- Regulación de Voltaje ....................................................................................................... 36

4.9.- Impacto en Redes de Distribución .................................................................................... 36

4.10.- Potencia reactiva ............................................................................................................ 38

4.11.- Estabilidad transiente ..................................................................................................... 38

5.- Mejoras tecnológicas para reducir los impactos negativos de la integración eólica. ................. 39

5.1.- Mejoras en servicios complementarios ............................................................................. 39

5.2.- Distribución espacial de las plantas eólicas ....................................................................... 39

5.3.- Explotación de Tecnologías de punta ................................................................................ 40

5.4.- Smart grids ....................................................................................................................... 40

6.- Calculo de capacidad de las centrales eólicas. ......................................................................... 41

7.- Experiencia Internacional ........................................................................................................ 44

7.1.- Dinamarca ........................................................................................................................ 44

7.1.1.- Regulación de Potencia .............................................................................................. 44

7.1.2.- Aplicaciones del sistema interconectado nórdico para una operación optima ............ 45

7.1.2.1.- Interconexiones .................................................................................................. 45

7.1.2.2.- Plantas combinadas de potencia y calefacción (CHP) .......................................... 45

7.1.2.3.- Precios Spot negativos ........................................................................................ 46

7.1.3.- Aplicaciones del mercado nórdico para una operación optima .................................. 46

7.1.3.- Pronósticos de energía eólica. ............................................................................... 46

7.1.4.- Transacciones en tiempo real ................................................................................ 46

7.2.- España ............................................................................................................................. 47

7.3.- Irlanda .............................................................................................................................. 48

7.3.1.- Experiencia a la fecha ................................................................................................ 48

7.3.2.- Infraestructura .......................................................................................................... 48

7.3.3.- Operación .................................................................................................................. 49

7.4.- Nueva Zelanda ................................................................................................................. 49

7.4.1.- Desarrollo a Futuro .................................................................................................... 50

8.- Alta penetración eólica en los Sistemas Eléctricos Chilenos. .................................................... 52

8.1.- Integración en el SIC ......................................................................................................... 53

8.1.1.- Sistemas de Transmisión ........................................................................................... 53

8.1.2.- Capacidad de Regulación ........................................................................................... 53

8.1.3.- Conexión a nivel de distribución ................................................................................ 54

4

8.1.4.- Interconexión de sistemas ......................................................................................... 54

8.1.5.- Herramientas del mercado ........................................................................................ 54

8.2.- Integración en el SING ...................................................................................................... 54

8.2.1.- Capacidad de Regulación ........................................................................................... 55

8.2.2.- Sistemas de Transmisión ........................................................................................... 55

8.2.3.- Conexión a nivel de distribución ................................................................................ 55

8.2.4.- Interconexión de sistemas ......................................................................................... 55

Conclusiones ................................................................................................................................ 56

Referencias y Bibliografía ............................................................................................................. 57

ANEXO A – Tecnologías de Generación Eólica. .............................................................................. 59

Características de las máquinas para generación eólica ............................................................ 59

Máquinas más usadas actualmente: ..................................................................................... 59

Generador de inducción de velocidad fija ......................................................................... 59

Generador de inducción doblemente alimentado ............................................................. 60

Generador de inducción de rotor bobinado con resistencia variable ................................. 60

Generador sincrónico de velocidad variable ..................................................................... 61

Generador de inducción frente a fallas ............................................................................. 62

ANEXO B - Sistema Eléctrico Chileno. .......................................................................................... 64

Sistema Interconectado del Norte Grande – SING .................................................................... 64

Sistema interconectado Central – SIC ....................................................................................... 67

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Índice de Tablas y Figuras

Tabla 1: Tabla de capacidad eólica instalada y con permisos aprobados en Chile. ......................... 13Tabla 2: Descripción cuantitativa de los sistemas electricos en los principales paises europeos. ... 15

Figura 1: Mapa de potencial eólico en la IV región. ....................................................................... 11Figura 2: Disposición de los molinos correspondientes al proyecto Monte Redondo .................... 12Figura 3: Dimensiones de un molino típico operando actualmente en Chile. ................................ 12Figura 4: Capacidad eólica instalada en Europa (2004). ................................................................ 14Figura 5: Tecnologías de Turbinas utilizadas. ................................................................................ 16Figura 6:Ejemplo de una distribucion Weibull con distintos k. ...................................................... 19Figura 7: Curva de conversión viento-potencia de un generador vestas de 3 MW. ........................ 19Figura 8: Esquema de una red neuronal. ...................................................................................... 22Figura 9: Requerimientos de voltaje para las líneas de transmisión. ............................................. 23Figura 10: Requerimientos de la frecuencia para la generación en régimen permanente. ............. 23Figura 11: Requerimientos para la operación dinámica de la frecuencia para termoeléctricas. ..... 24Figura 12: Requerimientos para la operación dinámica de la frecuencia para hidroeléctricas. ...... 24Figura 13: Estándares de recuperación para el voltaje en el tiempo. ............................................ 25Figura 14: Esquema de operación tomando el factor de potencia y el voltaje, según norma Alemana. ..................................................................................................................................... 26Figura 15: Esquema de operación tomando la potencia nominal y la reactiva, según norma Danesa.

.................................................................................................................................................... 26Figura 16: Esquema de operación tomando la potencia activa y el factor de potencia, según norma Irlandesa ...................................................................................................................................... 27Figura 17: Esquema de operación tomando la potencia activa y el factor de potencia, según norma Escocesa. ..................................................................................................................................... 27Figura 18: Tabla de operación tomando el factor de potencia, según norma Inglesa. ................... 28Figura 19: Límites de tensión según norma Danesa y Alemana. .................................................... 28Figura 20: Límites de tensión según norma Escocesa, Inglesa e Irlandesa. .................................... 28Figura 21: Tiempo mínimo de operación para distintas frecuencias, según norma Alemana, Danesa, Escocesa, Inglesa e Irlandesa. ....................................................................................................... 29Figura 22: Esquema de operación durante falla según norma Alemana. ....................................... 29Figura 23: : Esquema de operación durante falla según norma Escocesa. ..................................... 30Figura 24: Esquema de operación durante falla según norma Irlandesa. ....................................... 30Figura 25: Esquema de compensación de reactivos frente a bajas de voltaje, según norma internacional. ............................................................................................................................... 31Figura 26: Conexión de las turbinas eólicas dentro del sistema danés. ......................................... 37Figura 27: Ejemplo del efecto de suavización por dispersión geográfica. ...................................... 40Figura 28: Ejemplo déficit de capacidad sin viento. ....................................................................... 41Figura 29: Ejemplo déficit de capacidad con viento. ..................................................................... 42

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Figura 30: Ejemplo de capacidad con aumento de 300 MW en la demanda. ................................. 42Figura 31: Cambio de la capacidad equivalente respecto a la penetración. ................................... 43Figura 32: Causas de regulación de potencia en Dinamarca. ......................................................... 45Figura 33: Mapa del sistema eléctrico de Nueva Zelanda. ............................................................. 49Figura 34: Cambio de 20 MW a 150 MW en la potencia eólica de Nueva Zelanda y su efecto en la frecuencia del sistema. ................................................................................................................ 50

Ilustración i: Esquema de un generador de inducción de velocidad fija. ........................................ 59Ilustración ii: Esquema de un generador de inducción doblemente alimentado. ........................... 60Ilustración iii: de un generador de inducción de rotor bobinado con resistencia variable. ............. 61Ilustración iv: Esquema de un generador sincrónico de velocidad variable. .................................. 61Ilustración v: Datos relevantes SING ............................................................................................. 64Ilustración vi: Diagrama Unilineal SING ........................................................................................ 66Ilustración vii: Datos Relevantes SIC ............................................................................................. 67Ilustración ix: Diagrama Unilineal del SIC. ..................................................................................... 68

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Resumen Ejecutivo

La integración a gran escala de energía eólica conlleva nuevos desafíos a los operadores de sistema para mantener sus estándares de seguridad y calidad de servicio. Con pequeños niveles de generación eólica, como es el caso chileno, ésta puede ser tratada como un consumo negativo que reduce la demanda total de potencia, luego el impacto eólico en la variabilidad es prácticamente despreciable siendo el único importante en la operación la variabilidad del consumo.

Sin embargo con altos niveles de integración los métodos de operación deben ser rediseñados puesto que las plantas eólicas no pueden ser despachadas con la misma certeza que las unidades convencionales y la variabilidad conjunta de energía eólica pueden ser de varios cientos de MW.

La experiencia europea ha sido exitosa respecto del manejo de esta variabilidad basándose principalmente en buenos modelos predictivos, interconexiones entre sistemas vecinos, operación del sistema y toma de decisiones en intervalos de tiempo mas pequeños, mejoras de la tecnología de las turbinas eólicas, nuevos mercados de servicios complementarios, dispersión geográfica de las turbinas eólicas, entre otros.

Como ejemplo de lo anterior podemos revisar el siguiente grafico de fluctuaciones de potencia en la generación de Dinamarca durante un año durante intervalos de 15 minutos

Es claro que la variación de la potencia entregada por las turbinas es bastante menor y durante el 50% del tiempo la potencia no cambia considerablemente. Las variaciones mas grandes medidas durante un año fueron de +- 12 MW/min sobre una potencia combinada de 2350 MW. Dentro de las razones para este comportamiento encontramos que las grandes turbinas con operación a velocidad variable tienden a absorber ráfagas, es decir pueden absorber la energía cinética aumentando su velocidad de giro manteniendo su potencia constante. Por otra parte las plantas

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eólicas grandes (más de 50 MW) no son comunes en Europa, luego la generación se encuentra geográficamente muy distribuida de modo que las fluctuaciones de poco tiempo son suavizadas.

A pesar de la afirmación anterior la experiencia europea muestra que han existido alzas muy fuertes de la potencia eólica en cortos periodos de tiempo exigiendo al máximo a las reservas operativas e incluso provocando desconexión de unidades y/o de carga para mantener la estabilidad del sistema. Es aquí donde se ve la pericia de los operadores que con el aumento paulatino de la generación eólica han logrado entender las interacciones con muy buenos resultados.

En el caso chileno existe una muy baja penetración por lo que actualmente no significa ningún compromiso de seguridad para el sistema, sin embargo dadas las condiciones características de nuestros sistemas eléctricos con nula interconexión, poco enmallado en transmisión y la imposibilidad practica de generación distribuida masiva es que se puede apreciar que son necesarios distintos cambios para permitir una alta penetración. Dentro de estos cambios podemos encontrar una mejor infraestructura, mejora y apertura de nuevos mercados, cambios en la regulación y necesidad de estudios de vientos serios y extensos.

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Introducción

La integración de plantas eléctricas eólicas en los sistemas de potencia presenta desafíos a los planificadores y operadores. Estos desafíos se basan principalmente en la naturaleza de las plantas eólicas, que difiere en varios aspectos de las convencionales, y del hecho de que el viento es una fuente de energía nueva para el mercado chileno.

Las plantas eólicas funcionan cuando sopla el viento y sus niveles de potencia varían de acuerdo a que tan fuerte es él. Esto hace que no sean despachables en el sentido tradicional lo que disminuye la capacidad del operador para controlar el sistema. Es por esto que existen distintos sectores ven con reparos el ingreso masificado de la energía eólica pues presume que la variabilidad del viento impactara la calidad del servicio al no ser capaz el operador de mantener el balance carga – generación del sistema eléctrico.

La falta de despacho de los generadores eólicos de manera tradicional también limita la capacidad de las plantas eólicas de poder suplir nuevas cargas del sistema y aportar a la capacidad instalada. De hecho existen distintos estudios que indican la capacidad de una planta eólica muy por debajo de los nominales de los generadores instalados en ella.

Todo lo anterior nos lleva a una pregunta crucial que es ¿cómo poder integrar en alta proporción la energía eólica en el sistema eléctrico chileno sin comprometer la seguridad?

Para poder responder esto nos basaremos en la experiencia internacional de sistemas europeos donde países como Dinamarca, España, Irlanda, entre otros que poseen altos niveles de capacidad eólica instalada y como ellos pudieron integrarla sin necesidad de comprometer la confiabilidad de los sistemas.

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Objetivos

El presente trabajo busca informar sobre los cambios necesarios, tanto en infraestructura como operación y planificación de los sistemas eléctricos chilenos (SIC y SING) para poder integrar de manera importante dentro de la matriz energética a la generación eólica.

Para sistemas con poca integración eólica esta generación puede ser modelada como una demanda negativa realizando toda la operación de la forma convencional. Sin embargo a grandes escalas y debido a la variabilidad del recurso viento y tecnología de generación distinta a la convencional es necesario reestudiar la operación, reglamento e integrar nuevos modelos dinámicos.

Dentro de los objetivos propuestos ante la realización de este trabajo están:

• Conocer la situación actual de la energía eólica tanto en Chile como en Europa • Ver las distintas tecnologías de turbinas eólicas entendiendo el porqué prevalece el uso de

algunas sobre otras • Conocer el comportamiento del viento y cómo es posible extraer energía eléctrica de ellos. • Revisar nuevas normas con respecto a una alta penetración de energía eólica en Europa y

compararla con el caso chileno. • Estudiar el impacto de una alta penetración de energía eólica en los sistemas revisando

problemas comunes y soluciones locales para distintos países con fuerte integración del recurso viento.

• Ver como las nuevas tecnologías de electrónica de potencia y telecomunicaciones pueden mejorar el uso del sistema y operarlo eficientemente.

• Estudiar como es calculada la capacidad de las turbinas eolicas respecto de su potencia nominal. ¿Son capaces de “tomar” carga?

• Por ultimo hacer un análisis critico de los sistemas eléctricos chilenos indicando cuales son las posibles barreras a una alta penetración eólica y que mejoras se podrían realizar al respecto.

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1.- Situación de la generación eólica

1.1.- Caso chileno

1.1.1.- Situación actual La energía eólica es un recurso que en el pasado no ha sido aprovechado en el país y ha estado teniendo un auge recién hace algunos años. Actualmente existen varios parques eólicos funcionando, entre ellos, Canela, Totoral, Lebu y Monte Redondo.

Según la CONAMA [1] hay varios proyectos más que recientemente han ingresado al sistema sus declaraciones de impacto ambiental para posteriormente construir parques eólicos. El proyecto más grande (central Talinay, IV región), está aun en tramitación y consiste en la colocación de 500 MW de capacidad instalada a través de más de 200 aerogeneradores. Actualmente la generación eólica en Chile tiene una capacidad instalada de unos 200 MW.

Entre mayo del 2006 y agosto del 2009, se han aprobado 20 proyectos eólicos por la CONAMA. El parque eólico Totoral, con una capacidad instalada de 46 MW (23 molinos con capacidad de 2MW), ha sido el último proyecto inaugurado, con fecha del 20 de enero del 2010. El proyecto anterior a este, Monte Redondo, fue inaugurado en octubre del 2009 con una capacidad instalada de 38 MW (19 molinos de también 2MW). Ambos proyectos pertenecen a la IV región y a escasos kilómetros de distancia. Esto se debe a que en esta región existe un gran potencial eólico, tal como se muestra en la siguiente figura:

Figura 1: Mapa de potencial eólico en la IV región.

FUENTE: CONAMA

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Más específicamente sobre Monte Redondo, se ha podido investigar, a través de su declaración de impacto ambiental, las características de cómo está distribuido el parque, dado que no necesariamente la distribución de los molinos requiere alguna forma geométrica específica, tal como se muestra en la figura:

Figura 2: Disposición de los molinos correspondientes al proyecto Monte Redondo.[2]

Las características de los molinos que usan ambos proyectos, son similares, dado que producen la misma potencia. Los aerogeneradores típicos presentan una característica estándar de altura y diámetro del rotor:

Figura 3: Dimensiones de un molino típico operando actualmente en Chile.

FUENTE: Vestas

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1.1.2.- Escenario futuro Según datos recopilados por la CONAMA [1], a la fecha, entre proyectos operativos y que por fecha estimativa de la declaración de impacto ambiental de los proyectos debieran estar funcionando, más los que ya están aprobados y en calificación para funcionar en el futuro, se puede extraer la siguiente tabla:

Tabla 1: Tabla de capacidad eólica instalada y con permisos aprobados en Chile.

Región Capacidad instalada actual en MW

Capacidad instalada futura en MW

II 0 489

IV 198,15 1142,85

V 0 49

VIII 34,76 249

XI 4,25 4,25

XII 0 2,55

FUENTE: Elaboración propia con datos de e-seia.

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1.2.- Caso Europeo

Bajo el protocolo de Kyoto, la Unión Europea (EU) se ha comprometido a si misma a reducir sus emisiones de CO2 en un 8% respecto de las emisiones del año 1990 para el 2012. Es por esto que los estados miembros han alentado el desarrollo de energías renovables, específicamente el viento[3].

Figura 4: Capacidad eólica instalada en Europa (2004).[3]

El principal impulsor de la energía eólica es el sistema tarifario “fixed feed-in” usado en Alemania, Dinamarca y España. Este sistema corresponde a la fijación del gobierno de la tarifa a la cual las empresas distribuidoras o transmisoras deben pagar por la generación renovable local. Estas

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tarifas fijas reducen el riesgo financiero de los inversores pues el precio es fijado para al menos 10 años.

Actualmente alrededor del 75% de la capacidad de generación eólica se encuentra en la EU siendo los principales actores Dinamarca, Alemania, España e Irlanda.

Tabla 2: Descripción cuantitativa de los sistemas electricos en los principales paises europeos. [3]

1.3.- Descripción de algunos países europeos:

1.3.1.- Dinamarca Dinamarca ha sido históricamente el principal actor en el desarrollo de la tecnología eólica. Actualmente tiene los más altos niveles de penetración de la tecnología eólica en generación, incluso en horarios fuera de punta la capacidad eólica puede suplir la demanda danesa total. Como sistema eléctrico Dinamarca se encuentra dividido en Este y Oeste siendo el sector Este interconectado con la UCTE (unión de operadores de sistemas de transmisión europeos) y el Oeste con el sistema escandinavo NORDEL.

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1.3.2.- Alemania Alemania que es parte de la UCTE es el líder mundial en capacidad eólica instalada con más de 17 GW. La demanda alemana es alta, sobre 80 GW, y la mayoría de la capacidad eólica se encuentra fuera de los centros de consumo.

1.3.3.- España España tiene más de 8 GW de capacidad eólica instalada. La interconexión de la península ibérica con la UCTE es de solo 0.8 – 1.4 GW lo que implica que la mayor parte del equilibrio consumo – generación debe ser hecho dentro de España.

1.3.4.- Irlanda El sistema eléctrico irlandés cubre a la republica de Irlanda e Irlanda del Norte. La demanda máxima combinada es de 6 GW con un mínimo de 2.2 GW. Considerando su limitada capacidad con los sistemas vecinos el caso irlandés es particularmente interesante

1.4.- Tecnologías utilizadas de turbinas de viento.

• Tipo A: Turbina de velocidad fija. Generador de Inducción jaula de ardilla. • Tipo B: Turbina de velocidad variable. Generador de inducción de rotor bobinado con

resistencia rotórica variable. • Tipo C: Turbina de velocidad variable con generador de inducción de doble alimentación • Tipo D: Turbina de velocidad variable con generador síncrono conectado a la red mediante

conversor completo de frecuencia AC-DC-AC (Más información en Anexo A)

La siguiente imagen muestra la utilización de los distintos tipos de tecnologías a través del tiempo

Figura 5: Tecnologías de Turbinas utilizadas. [3]

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De la imagen es claro que la tecnología predominante es la de tipo inducción con doble alimentación. Al comienzo del desarrollo se utilizaron solamente generadores del tipo A y B. es importante destacar que el tipo B no está disponible para compra en Europa y el tipo A esta saliendo rápidamente del mercado.

El uso actual de solo turbinas C y D se debe al resultado de distintos estudios dinámicos. Dentro de los resultados más importantes encontramos:

• Menor potencia de corto circuito que los generadores síncronos convencionales. • Sin contribución de inercia de las turbinas de viento, pero esto se puede sobrellevar con

los más modernos sistemas de control haciendo la contribución de inercia posible. (No es una característica estándar).

• Control de voltaje más rápido que los generadores convencionales. • Las turbinas de viento no provocan oscilaciones transientes en la estabilidad.

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2.- Características del viento

El viento a pesar de que se puede considerar un evento aleatorio, realmente depende de factores físicos, que eventualmente podrían hacer totalmente determinística esta variable. Depende fundamentalmente de la presión atmosférica, la cual hará que masas de aire que se encuentran a una alta presión fluyan a sectores donde la presión es menor, de esta forma se genera el viento. Sin embargo, se puede hacer un estudio estadístico de la velocidad del viento, con el fin de poder establecer qué lugares son aptos para colocar generación de energía eólica.

2.1.- Estudio del viento antes de colocar molinos: Para estudiar el comportamiento del viento existen variados métodos estadísticos que ayudan a establecer variables importantes de decisión tales como media, varianza, distribución de probabilidad y periodicidad de este.

Dado que el viento se podría considerar un proceso estocástico, es importante encontrar parámetros que ayuden a tomar decisiones en base a si es conveniente colocar molinos en el sector donde se hicieron las mediciones, o en el caso de que ya estén funcionando los aerogeneradores ahí, se quisiera poder tener una estimación certera de cómo será el viento en las próximas horas o días, dado que se podría querer vender excedentes de energía en los mercados existentes. Por otro lado, se ha podido establecer que la velocidad del viento generalmente tiene una distribución de probabilidad Weibull dada por

k( 1) -(v/c)( ) ( / )( / ) ekh v k c v c −=

Donde h(v) corresponde a la probabilidad de que exista una velocidad de viento “v” durante un período de tiempo.

Cabe mencionar que si k = 1, la función de probabilidad resultante es una exponencial de parámetro 1/c. Para valores mayores de k=3 la función se va pareciendo cada vez más a una normal. Sin embargo el viento generalmente tiene una distribución Weibull de parámetro k = 2, distribución que tiene un nombre en particular que se llama Rayleigh.

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Figura 6:Ejemplo de una distribucion Weibull con distintos k. [4]

De la figura se puede inferir que para valores pequeños de k, habrá mayor cantidad de valores de viento pequeños que de vientos grandes. Mientras va aumentando el valor de k, se va revirtiendo la situación, donde se puede apreciar que para k = 3, existe tanto valores altos de viento como pequeños.

En general, las curvas de conversión viento-potencia de los molinos tienen una forma parecida a la de la figura siguiente:

Figura 7: Curva de conversión viento-potencia de un generador vestas de 3 MW.

FUENTE: Vestas.

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En esta figura, se aprecia que este molino en particular empieza a producir potencia luego de recibir un viento que sea de a lo menos 3 m/s o aproximadamente 11 Km/h. No todos los molinos comienzan a funcionar con vientos de la misma velocidad, ni soportan grandes vientos en el proceso de generación.

También se ve que después de una velocidad “peak” de unos 12 m/s o 43 Km/h, el generador llega al máximo de capacidad, la cual se mantiene sin variaciones hasta una velocidad de 25 m/s o 90 Km/h, donde las turbinas pueden apagarse, para así no dañar el sistema.

Teniendo presente esta figura, lo primero que se puede afirmar es que un viento de media inferior a 3 m/s es prácticamente inservible y por ende el primer paso es encontrar lugares donde la media del viento sea lo más alta posible.

Sin embargo, no sólo la media es importante, sino que la varianza toma un papel protagónico en la evaluación de la generación eléctrica. Puede ser más conveniente un molino que produzca energía en base a un viento muy variable aunque tenga un promedio de velocidad bajo, versus un molino que reciba viento constante aunque con una media un poco mayor (pensando siempre en valores menores a 12 m/s, en donde se logra la máxima operación), dado que en suma, el primero va a producir más MWh que el segundo.

Usando lo expuesto sobre la distribución Weibull, es conveniente también hacer un histograma, mostrando el nivel de ocurrencia de cada velocidad de viento en particular y estimar mediante métodos estadísticos el valor de las constantes de la función de probabilidad. El análisis correcto consiste luego en poder identificar a qué velocidad ocurre el “peak” de ocurrencia y cuál es la dispersión de la curva. Mientras más alta sea ésta, significa que los valores de la velocidad se encuentran más concentrados frente a un punto de operación, el cual si es alto va a indicar que el viento es útil o viceversa.

Por otro lado, también es importante poder identificar las estacionalidades del viento. Por ejemplo, es muy común que existan ciclos de viento cada 12 horas, 24 horas, una semana, etc. De todos estos, el ciclo diario es el más notorio, ya que en general ocurre que el viento durante el día comienza a ser más fuerte a partir de las primeras horas de la mañana, llega a su “peak” pasadas unas cuantas horas después del medio día y luego comienza a debilitarse hasta llegar a la noche donde se mantiene por niveles bajos hasta la mañana del siguiente día donde comienza un nuevo ciclo.

Con todos estos datos, luego de haberse recopilado una buena cantidad de información (al menos 6 meses de información con la mayor frecuencia de muestreo posible), se hacen análisis con simulaciones para poder estimar cual es el factor de planta que posiblemente se tendrá si se instala un molino ahí. Cabe señalar que en general, para instalar molinos, se debería obtener por lo menos un factor de planta de 0.3.

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2.2.- Estudio del viento después de colocar molinos: Existen algunos modelos importantes para poder predecir el viento de los próximos instantes de tiempo. Sobre esto en particular se han hecho muchas investigaciones, donde todas tienen que competir contra el estadístico, a priori, más confiable que se llama la persistencia. La persistencia consiste en afirmar que el viento que, por ejemplo, habrá el día siguiente o la hora siguiente, será igual que el que hubo en el momento anterior, lo cual para tiempos pequeños es bastante certero. Es objetivo es entonces poder tener una mayor exactitud al predecir el viento, y con ello la confianza de que en el próximo instante se tendrá o no potencia.

Un proceso bastante popular es llamado f-ARIMA [5], el cual consiste en un modelo de regresión no lineal que toma una cierta cantidad de información pasada y con eso entrega una estimación de lo que ocurrirá próximamente, en promedio con una efectividad del 95%. A su vez, también son usadas bastante las redes neuronales [6], las cuales en su etapa de aprendizaje van tomando información anterior del viento, creando así una especie de controlador que ayuda a hacer una buena estimación.

La estructura del f-ARIMA con parámetros (p,d,q) es:

( )(1 ) ( ) ( )dB B Yt u B Etϑ θ− − =

Donde:

2(0, )Et N σ

“d” pertenece al intervalo (-0.5,0.5)

B es un operador de retardo, donde

( ) ( 1)B Yt Y t= −

2 31 2 3( ) 1 .. p

pB a B a B a B a Bϑ = − − −

1 2 31 2 3( ) 1 .. q

qB b B b B b B b Bθ = + + +

1 1

(1 ) ( ( 1 ) / )k j

d

j k

B k d k B=∞

= =

− = − − +∑ ∏

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Por otro lado el esquema de red neuronal es el siguiente:

Figura 8: Esquema de una red neuronal. [6]

Donde la función f[.] es del tipo:

1 1 2 2 3 3[ ...) ]y f x w x w x w β= + + + +∑

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3.- Normas técnicas

3.1.- Norma técnica de Seguridad y Calidad de Servicio Chilena (NTSyCS) [7, 8]

Esta norma establece los criterios y rangos en la cual un sistema interconectado debe operar en estado normal y después de una perturbación para el caso de Chile.

Para la transmisión se debe cumplir con requerimientos de voltaje:

Figura 9: Requerimientos de voltaje para las líneas de transmisión. [7]

En el caso de la generación:

Para el caso de la frecuencia en régimen permanente:

Figura 10: Requerimientos de la frecuencia para la generación en régimen permanente. [7]

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En caso de recuperación dinámica para la frecuencia:

Para el caso de las termoeléctricas:

Figura 11: Requerimientos para la operación dinámica de la frecuencia para termoeléctricas. [7]

Para el caso de las hidroeléctricas:

Figura 12: Requerimientos para la operación dinámica de la frecuencia para hidroeléctricas. [7]

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Estándares de recuperación dinámica para el voltaje:

Figura 13: Estándares de recuperación para el voltaje en el tiempo. [7]

Cabe destacar que frente a una falla el generador se desconecta totalmente, hasta que se despeja la falla y luego se pide que comience su operación con un voltaje mínimo de 0.7 p.u.

Actualmente no existe una norma que sea específica para generadores eólicos en Chile.

3.2.- Normas de otros países para generación eólica

En países europeos sí están establecidas ciertas reglas específicas para parques eólicos, las que están clasificadas en factor de potencia, voltaje, frecuencia de operación y respuesta ante fallas:

Para el factor de potencia:

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Figura 14: Esquema de operación tomando el factor de potencia y el voltaje, según norma Alemana. [7]

Figura 15: Esquema de operación tomando la potencia nominal y la reactiva, según norma Danesa. [7]

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Figura 16: Esquema de operación tomando la potencia activa y el factor de potencia, según norma Irlandesa. [7]

Figura 17: Esquema de operación tomando la potencia activa y el factor de potencia, según norma Escocesa. [7]

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Figura 18: Tabla de operación tomando el factor de potencia, según norma Inglesa. [7]

Para la tensión:

Figura 19: Límites de tensión según norma Danesa y Alemana. [7]

Figura 20: Límites de tensión según norma Escocesa, Inglesa e Irlandesa. [7]

Estándares de frecuencia:

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Figura 21: Tiempo mínimo de operación para distintas frecuencias, según norma Alemana, Danesa, Escocesa, Inglesa e Irlandesa. [7]

De esta tabla se puede observar que frente a cambios en la frecuencia, en Alemania no tienen problemas en rápidamente desconectar los generadores eólicos, dado que su sistema es mucho más grande que los demás. En Irlanda y Dinamarca se puede apreciar que tienen sistemas mucho más inestables que necesitan que el generador siga funcionando, por ejemplo para frecuencias cercanas a 52 Hz en donde el tiempo mínimo de funcionamiento es de 60 minutos para el primero y 30 minutos para el segundo, lo cual comparado con la realidad chilena (al menos para generadoras termoeléctricas e hidráulicas) se reduce a sólo unos cuantos segundos antes de una posible desconexión.

Operación durante falla

Figura 22: Esquema de operación durante falla según norma Alemana. [7]

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Figura 23: : Esquema de operación durante falla según norma Escocesa. [7]

Figura 24: Esquema de operación durante falla según norma Irlandesa. [7]

Las diferencias entre las respuestas frente a una falla de las distintas normas tienen que ver con las características del sistema interconectado de esas localidades. Por ejemplo la situación de Alemania es muy distinta a la de Irlanda, donde en el primer caso, el sistema es mucho más grande, enmallado y complejo, por lo tanto una desconexión de un parque eólico no incide fuertemente en todo el sistema. Mientras que en el caso de Irlanda, que tiene un sistema

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pequeño, la estabilidad de frecuencia se vuelve una prioridad ante la posible desconexión masiva de turbinas eólicas. Es por esto que los parques nunca se desconectan totalmente.

Finalmente, las normas internacionales le exigen a los parques eólicos aportar reactivos al sistema en situaciones donde ocurra una disminución significativa de la tensión:

Figura 25: Esquema de compensación de reactivos frente a bajas de voltaje, según norma internacional. [7]

Según el gráfico se puede apreciar que frente a una disminución de la tensión de un 10%, no se le exige al parque aportar con reactivos. Sin embargo si la disminución es mayor a un 10%, se le exige al parque aportar por lo menos con un 20% de la corriente nominal de generación en corriente reactiva por cada 10% de reducción del voltaje.

En el caso Chileno, si se implementara también esta norma, se hace totalmente necesario tener máquinas que puedan aportar con un mayor nivel de reactivo, caso en el cual se podría hacer necesario el uso de SVCs y STATCOMs acoplados a las máquinas de inducción, por la necesidad de generar rápidamente los reactivos necesarios.

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4.- Impacto de alta penetración eólica en los sistemas eléctricos

La integración a gran escala de energía eólica conlleva nuevos desafíos para los operadores de modo de mantener sus estándares de seguridad y calidad de servicio. Con pequeños niveles de generación eólica ésta puede ser tratada como un consumo negativo que reduce la demanda total de potencia, luego el impacto en el sistema es muy pequeño.

Sin embargo con altos niveles de integración como en los países presentados los métodos de operación deben ser rediseñados puesto que las plantas eólicas no pueden ser despachadas con la misma certeza que las unidades convencionales.

Las principales variaciones de la potencia eólica están dadas por los patrones climáticos diarios siendo las variaciones por turbulencias u otros de bajo impacto.

4.1.- Intermitencia del viento y seguimiento de la demanda. En los sistemas de potencia la generación total debe ser continuamente ajustada para poder suplir la demanda y mantener la frecuencia dentro de los rangos impuestos por la norma técnica en vigencia. La naturaleza estocástica del viento hace difícil el ajuste de generación ya que debe ser tomado por generadores térmicos e hidroeléctricos o bien con intercambios en líneas de interconexión con otros sistemas. La alta penetración de viento requiere mayores potencias de regulación principalmente a nivel de reservas secundarias, es decir reserva en giro que pueda “cubrir” la variación de generación eólica. Estos mayores requerimientos aumentan el costo de los servicios complementarios necesarios para garantizar la seguridad de suministro.

El control de potencia activa en respuesta a las órdenes del operador de sistema en las turbinas de viento es ahora posible. Esto se logra técnicamente mediante el manejo de velocidad de giro de las aspas, cambio de cargas y manejo de la electrónica de potencia. A medida de que aumenta la penetración eólica en los sistemas estas nuevas capacidades de control le otorgan al operador nuevas herramientas para poder operar los sistemas. La mejor representación de esta nueva realidad está dada por el complejo eólico en el mar de Horns Rev en Dinamarca. La experiencia con Horns Rev demuestra que el control de potencia y frecuencia entregados por una planta eólica son herramientas muy útiles para apoyar la operación y control del sistema Danés.

A pesar de todo lo anterior la incapacidad de seguir la demanda sigue siendo crítica en torno a una mayor integración eólica, ya que aunque puedo influir sobre las inyecciones de potencia activa al sistema corresponde a pequeñas bandas de potencia. Así existirán momentos de alta demanda donde posea poco viento y por ende se deba recurrir a las generadoras convencionales o bien momentos de baja demanda y alto viento donde la generación eólica pueda poner en peligro la estabilidad del sistema.

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Un ejemplo de la última situación ocurre en Dinamarca donde existen periodos con buen viento y baja demanda donde la potencia generada excede a la demanda debiendo ser prácticamente regalada a los sistemas vecinos gracias a sus interconexiones provocando pérdidas económicas al operador de mercado y la empresa transmisora.

Este problema de exceso de generación puede ser sobrellevado de mejor manera con mayor apertura al mercado del sistema entregando a través de él las señales necesarias para que los grandes consumidores puedan aumentar su producción aprovechando la energía en el momento en que está disponible y a bajo precio. Otra opción válida es el almacenamiento de energía pues el viento no aprovechado simplemente se pierde por lo que es posible utilizar esta energía “extra” subiendo agua a embalses hidroeléctricos de modo de poder utilizarla posteriormente.

4.2.- Regulación de frecuencia Los sistemas con alta penetración eólica y limitada o nula interconexión con otros sistemas se pueden ver afectados con baja capacidad de regulación de frecuencia. Consideremos un escenario con baja demanda y alta generación eólica donde varias centrales convencionales no están generando y el sistema es alimentado por viento y alguna central térmica grande. Si existe una variación significativa en la potencia entregada o demandada es posible que la central convencional no sea capaz de responder y el sistema colapse. Esto es cierto en medida que las tecnología de las turbinas no sea capaz de proveer ajuste de generación, sin embargo actualmente todas las turbinas son diseñadas para proveer regulación de frecuencia.

La respuesta a un alza de frecuencia se puede lograr mediante variadores de velocidad de giro de las aspas y/o control del rotor del generador pudiendo así reducir la potencia entregada.

Para el caso de baja de frecuencia es un caso distinto pues obviamente no es posible sacar más potencia al viento de la que tiene en el momento de la regulación. Para este caso lo que se hace es utilizar en funcionamiento normal a las turbinas ineficientemente, es decir transformando menos cantidad de la energía del viento en energía eléctrica. Así cuando exista la necesidad de aumentar la generación se aumenta la eficiencia de la turbina mediante el control de velocidad de aspas o intervención eléctrica al rotor pudiendo así aumentar la potencia entregada. Esta operación “ineficiente” tiene un costo asociado pues al contrario que en una planta térmica no estoy ahorrando combustible sino que estoy desperdiciando energía del viento, por lo que debe ser remunerada a las unidades eólicas reguladoras.

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4.3.- Reserva y despacho La reserva está definida como la planta generadora que puede comenzar a generar rápidamente debido a un aumento en la demanda proyectada o bien alguna salida de servicio o falla de generador. Las centrales Eólicas al depender del viento no pueden ser reserva.

En cuanto a las unidades térmicas la capacidad de reserva y regulación de ellas también es un factor determinante respecto de la posibilidad de alta integración de energía eólica en los sistemas. Esto se debe principalmente a la existencia de generadores de vapor y ciclos combinados con poca flexibilidad de entrega de potencia. Este tipo de generadores tienen una muy estrecha franja de funcionamiento con mínimos técnicos de generación bastante altos que pueden restringir la generación eólica especialmente durante periodos de baja demanda. Además el tiempo necesario de puesta en marcha y salida de generación no permiten frecuentes “encendidos” y “apagados” durante el día, como caso particular una central a carbón requiere de largos tiempos de partida. En adición existe también la necesidad de evitar este tipo de operaciones en las plantas térmicas para maximizar su vida útil y periodos de mantenimiento.

Debido a la variabilidad del recurso viento las centrales eólicas no pueden ser despachadas en el sentido clásico de centrales termoeléctricas pues no se sabe a ciencia cierta cuál será su capacidad de generación a futuro. En la mayoría de los países europeos y de manera similar con las centrales de pasada mientras exista viento las turbinas eólicas deben generar y estar presentes en el mix de generación.

4.4.- Desconexión por vientos fuertes. Con vientos de alta velocidad, las turbinas eólicas están diseñadas para desconectarse pues mantener su funcionamiento puede provocar fallas mecánicas. La energía disponible a estas altas velocidades no es lo suficientemente importante como para justificar el costo de inversión en materiales estructurales que permitan el funcionamiento de las turbinas bajo estas condiciones.

Se puede temer que ante la alta velocidad del viento la desconexión de las turbinas provoque un efecto en cadena en las plantas eólicas dejando al sistema sin la inyección de potencia por viento más allá de la disponible en reservas en giro y en frio del sistema eléctrico.

Es claro que los operadores del sistema están conscientes de la posibilidad de salidas de servicio de unidades generadoras ante cualquier eventualidad. Ante esto los sistemas se diseñan de modo de poder responder ante grandes pérdidas de generación, generalmente la perdida de la unidad generadora más grande conectada al sistema. Sin embargo y debido a una alta componente eólica en la generación la salida repentina de ellas puede exceder la desconexión para la cual está preparado el operador.

La experiencia internacional al respecto muestra que ante vientos de alta velocidad no todas las turbinas de una planta eólica se desconectan simultáneamente. Las turbinas que se encuentran enfrentadas directamente al viento (primera línea de oposición al viento) o expuestas a mayores

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velocidades y turbulencias debido a la irregularidad del terreno en donde se encuentran son las primeras en desconectarse, dejando otras en funcionamiento pues enfrentan vientos menores. La desconexión de una planta eólica completa motivo de vientos fuertes es muy raro y debido a la dispersión geográfica de ellas en el territorio una perdida general de generación eólica es un evento de muy baja probabilidad de ocurrencia.

4.5.- Cambios repentinos de velocidad del viento. Además del escenario de desconexión por vientos fuertes los operadores de sistema como han mostrado su preocupación por cambios repentinos en la velocidad del viento. Por ejemplo el 5 y 6 de noviembre de 2003 en Irlanda hubo una caída dramática de la velocidad del viento que provoco una baja de la potencia entregada por todos los generadores eólicos del sistema de 74% en 4 horas [9]. Asumiendo alta capacidad eólica instalada y en funcionamiento una baja del 74% se puede traducir a perdidas de varios cientos de MW entregados al sistema.

Al igual que el caso anterior sabemos que los sistemas se encuentran preparados para perdidas de generación. Si comparamos el caso recién mencionado con la pérdida de una gran unidad generadora convencional del sistema es claro que la perdida instantánea de potencia es mucho más crítica que la “repentina” perdida de energía eólica presentada. Es por esto que el impacto de esta baja de potencia en el tiempo de las unidades eólicas es mucho menor que el caso de contingencia de una gran unidad convencional pues permite al operador adecuarse a la situación despachando nuevas unidades térmicas o cualquier medida que estime conveniente.

4.6.- Capacidad de Transmisión en áreas con viento explotable Una alta penetración de energía eólica no puede ser realizada sin una correspondiente expansión de la infraestructura de transmisión. En las áreas de interés, con buenas velocidades de viento, la actividad humana es generalmente limitada y por ende las líneas de transmisión son de poca potencia. La infraestructura actual es generalmente inadecuada para llevar la potencia del viento desde estos lugares poco habitados a los centros de carga.

La conexión de plantas eólicas a la red eléctrica requiere en muchos casos la construcción de una nueva infraestructura de transmisión, ya sea líneas, subestaciones, compensadores, etc. Esto no siempre es una tarea fácil debido a los problemas para construir nuevas líneas como la oposición publica, temas medioambientales, etc. Además el considerable tiempo de construcción de una línea de transmisión, y los altos costos asociados constituyen una barrera a la entrada de nuevos proyectos eólicos.

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4.7.- Monitoreo y control de las plantas eólicas. Aunque en Europa las plantas eólicas tienen prioridad en el despacho, en sistemas con alta penetración ellas deben ser continuamente monitoreadas en tiempo real por los centros de control. Para mantener la seguridad del sistema los operadores deben tener la posibilidad de disminuir la generación eólica en caso de ser necesario. Los sistemas de monitoreo deben tener la capacidad de ejecutar las órdenes del operador a las plantas eólicas de modo de mantener el estado del sistema y las reglas de seguridad. Debido al alto número de parques eólicos, infraestructuras de comunicación extendidas son necesarias, generalmente a un alto costo. Además los sistemas SCADA (Supervisión, Control y Adquisición de Datos) existentes deben ser expandidos de modo de poder procesar el gran volumen de mediciones a tiempo real en los parques eólicos.

Claramente una mayor penetración eólica aumentara radicalmente los volúmenes de información a procesar. Por esto aparece como una opción interesante la implementación de centros locales de control descentralizados de modo de reducir el procesamiento de datos a llevar por el centro de control central y también la complejidad del sistema de comunicación.

4.8.- Regulación de Voltaje La regulación de voltaje es crucial para las plantas eólicas conectadas en redes de Alta Tensión o Media Tensión. Las turbinas eólicas modernas, especialmente las conectadas a la red a través de convertidores (inversores, rectificadores u otros) ofrecen interesantes posibilidades para la regulación de voltaje y pueden incluso proveer regulación de voltaje a la red como un servicio complementario.

La regulación de voltaje es un problema local que afecta tanto las redes eléctricas como la correcta operación de las plantas eólicas conectadas a ella. Especialmente en plantas equipadas con generadores de inducción, capacitores conectados mediante interruptores son comúnmente usados para regular voltaje. En casos extremos, como plantas eólicas en el mar o conexiones de larga distancia, el uso de SVC es recomendado.

4.9.- Impacto en Redes de Distribución Tradicionalmente los sistemas de distribución son diseñados para distribuir radialmente la potencia hacia las cargas. El principio básico de su diseño original el flujo de potencia en una sola dirección, algo que comienza a cambiar progresivamente debido al creciente número de turbinas eólicas conectadas a nivel de distribución. Los principales problemas se refieren a efectos locales en la calidad de la energía y el comportamiento de las turbinas durante perturbaciones. Las perturbaciones son de 2 tipos:

• Perturbaciones durante el funcionamiento normal del sistema como por ejemplo:

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o Variaciones lentas de la tensión debido a cambios en los flujos de potencia debido a la entrada o salida de una turbina eólica.

o Variaciones rápidas de la tensión debido a cambios en la velocidad del viento o Distorsión del voltaje debido a la presencia de armónicas

• Perturbaciones debido a fallas en la red o Malfuncionamiento de las protecciones debido a su diseño para operar

estrictamente de manera radial. o Aumento del stress de los interruptores, líneas eléctricas, barras, etc. debido a la

sobrealimentación de cortocircuitos por parte de las turbinas. o Aislación de sectores de la red, quedando alimentados puramente por turbinas

eólicas pudiendo causar fallas en los equipos eléctricos domésticos y accidentes a los usuarios debido a la calidad de la energía.

Dado esto es necesario que las redes de distribución cambien su configuración y se equipen para dar acceso a la generación distribuida no solamente en forma de turbinas eólicas sino que también como micro hidroelectricidad u otros.

Por ejemplo en Dinamarca existe un alta conexión en redes de distribución.

Figura 26: Conexión de las turbinas eólicas dentro del sistema danés. [3]

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4.10.- Potencia reactiva Las turbinas de viento actualmente en producción y en funcionamiento corresponden en su mayoría a generadores de inducción que requieren de potencia reactiva para poder generar. Si el sistema de potencia no es capaz de suministrar esta potencia reactiva una inestabilidad de tensión e incluso el colapso del sistema puede ocurrir. Un control de reactivos suficiente y rápido, además de reservas de potencia activa son necesarias para poder manejar y mantener de la mejor manera la estabilidad del voltaje. Esto puede ser entregado con las modernas turbinas de viento con control activo de voltaje y reactivos o bien mediante el uso de compensadores externos como SVCs o STATCOMs

4.11.- Estabilidad transiente La inercia de los sistemas de potencia se ve disminuida cuando aumenta la generación por turbinas eólicas. Esto es debido a la menor cantidad de generadores síncronos directamente conectados a la red. Consecuentemente la salida de servicio de alguna planta generadora puede provocar una fuerte y rápida caída de la frecuencia. Las turbinas eólicas modernas pueden controlas tanto la potencia activa como reactiva, en algunos casos mejor y más rápido que las unidades convencionales. Es por esto que la habilidad de las turbinas de apoyo activo al sistema de potencia durante perturbaciones en la red está siendo actualmente estudiada.

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5.- Mejoras tecnológicas para reducir los impactos negativos de la integración eólica.

5.1.- Mejoras en servicios complementarios Para poder lograr una mejor y más segura operación del sistema eléctrico las turbinas eólicas deben ser capaces de proveer a la red de servicios complementarios en términos de regulación de frecuencia y voltaje.

Respecto del voltaje las turbinas más modernas son capaces de regular su factor de potencia, regulando de esta manera la potencia reactiva entregada o consumida y en cierto nivel ayuda a mantener los niveles de voltaje normados.

Respecto de la frecuencia, las turbinas modernas pueden regular su potencia activa mediante el cambio de ángulo de enfrentamiento a la dirección del viento o mediante almacenamiento temporal de energía. De acuerdo a esto último una nueva característica está disponible en las nuevas turbinas para regulación de frecuencia en el corto plazo explotando el almacenamiento de energía en forma de energía cinética en el rotor.

5.2.- Distribución espacial de las plantas eólicas La distribución espacial de las plantas eólicas es de gran importancia desde distintos puntos de vista, como infraestructura de transmisión, volatilidad de la generación eólica, riesgo de pérdidas de grandes cantidades de generación eólica etc. Mientras más dispersas se encuentren las turbinas en un área, menores son las restricciones en cuanto a la penetración.

Dada a una amplia distribución geográfica de las plantas eólicas las fluctuaciones locales del viento en el corto plazo no están correlacionadas y se balancean unas a otras. Como resultado las variaciones de energía eólica generada dentro del sistema de potencia se ven reducidas. Este fenómeno ha sido extensamente estudiado en toda Europa.

Mientras que una única planta eólica puede experimentar variaciones hora a hora de hasta un 50 por ciento de su capacidad, la máxima variación horaria de la suma de 350 MW de varias plantas eólicas en Alemania no excede el 20%. Para áreas más grandes, como el sistema NORDEL que abarca cuatro países, las variaciones máximas de la potencia eólica acumulada serán de menos de un 10% de la capacidad total instalada. Una mayor extensión geográfica en donde las plantas eólicas se encuentren instaladas es una forma muy efectiva de disminuir el impacto de la variabilidad del viento en la operación de los sistemas.

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Figura 27: Ejemplo del efecto de suavización por dispersión geográfica.[10]

En la imagen podemos apreciar este efecto de suavizado. La línea verde agua representa un sistema pequeño, la azul una grande, la lila uno más grande y la negra uno aun mayor. Es claro el efecto de suavizado a mayor área geográfica.

5.3.- Explotación de Tecnologías de punta La explotación de aplicaciones de electrónica de potencia en la transmisión de como los FACTs, STATCOMs, SVCs, HVDC, pueden entregar soluciones a muchos de los problemas mencionados anteriormente. Incluso en sistemas con baja penetración o nulo aporte eólico son capaces de mejorar la confiabilidad y seguridad de los sistemas eléctricos. Los sistemas de transmisión en alto voltaje continuo, HVDC, han mostrado ser particularmente útiles para transmisión en largas distancias de generación eólica en el mar.

5.4.- Smart grids Las Smart grids o redes inteligentes pueden aliviar muchos de los problemas técnicos y restricciones que aparecen debido a la alta penetración eólica. Las Smart Grids pueden entregar muchas facilidades como un monitoreo detallado y avanzado, mediciones y control de los sistemas de potencia incluyendo a las centrales eólicas, optimización de los flujos de potencia no solo localmente sino que en amplias regiones del sistema pudiendo así aumentar las capacidades de transmisión, cargas bidireccionales, regulación y adaptación de la carga, servicios complementarios, localización de fallas y despeje de ellas, etc.

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6.- Calculo de capacidad de las centrales eólicas.

Históricamente las turbinas eólicas se han considerado como fuentes de energía eléctrica y con despreciable valor de capacidad debido a la variabilidad del viento y la incapacidad de seguir a la demanda, no pudiendo inyectar potencia cuando es necesario (demanda en punta). Si la capacidad es cero, o es considerada cero, serán necesarias unidades convencionales para poder satisfacer la demanda. Por otro lado si no es cero, algunas de estas unidades convencionales no serán necesarias siendo reemplazadas por parques eólicos. A medida que la penetración aumenta es necesario estimar cual es la potencia que pueden entregar al sistema de modo de entregar las señales correctas para la expansión de la matriz energética.

Existen distintas definiciones a lo largo del mundo para definir la potencia de una central específica y no solo se encuentra referida a turbinas eólicas. Dentro de estas definiciones podemos encontrar los créditos por capacidad, definidos como la capacidad equivalente de un generador térmico con factor de planta 1 para mantener la misma confiabilidad que con el generador eólico. La capacidad asegurada, definida como cuanto una cierta planta puede aumentar la confiabilidad del sistema. Y la potencia firme equivalente, definida como la capacidad de una planta disponible todo el tiempo y que tiene la misma habilidad para disminuir la probabilidad de pérdida de carga (LOLP) al sistema que la unidad estudiada.

Realicemos un pequeño ejercicio. Supongamos un sistema con una capacidad disponible de 3250 MW y una demanda semanal como la mostrada en la siguiente figura.

Figura 28: Ejemplo déficit de capacidad sin viento. [11]

Podemos apreciar que con la capacidad actual no es posible alimentar la carga durante 40 horas. Si agregamos ahora la potencia entregada por energía eólica al sistema podemos ver que la capacidad aumenta y algunos peak de demanda pueden ser alimentados disminuyendo así la cantidad de horas a la semana con déficit.

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Figura 29: Ejemplo déficit de capacidad con viento. [11]

Es claro ver que la confiabilidad del sistema ha aumentado ya que el déficit de 40 hrs bajo a 27. Ya que vemos que la energía eólica es capaz de aumentar la confiabilidad se puede apreciar que si tiene un valor de capacidad asociado. Veamos de cuanto es este valor de capacidad. En la siguiente figura vemos que ocurre si la demanda aumenta 300 MW durante cada hora de la semana.

Figura 30: Ejemplo de capacidad con aumento de 300 MW en la demanda. [11]

Lo que se puede apreciar del grafico anterior es que para una demanda con 300 MW extras de consumo el déficit en peak de la capacidad total (incluido el viento) vuelve a ser de 40 hrs. De aquí se puede concluir que la capacidad eólica del sistema es de 300 MW.

En el caso de este ejemplo la producción de potencia por turbinas eólicas corresponde a un registro de diciembre de 2002 en Dinamarca para una capacidad instalada eólica total de 1994 MW. Si consideramos los 300 MW de capacidad recién calculados tenemos que la capacidad equivalente es de un 15% de la capacidad total eólica instalada.

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Es claro que este corresponde a un ejemplo ficticio pero sirve para demostrar la capacidad de las turbinas eólicas de tomar potencia. Además dependiendo de cómo se calcule la potencia (distintas definiciones ya mencionadas), nivel de penetración, curvas de viento, curvas de demanda, etc. estos valores cambian. Por ejemplo vemos la capacidad calculada para distintos niveles de confiabilidad en el sistema portugués.

Figura 31: Cambio de la capacidad equivalente respecto a la penetración.

Se puede apreciar claramente el efecto de la penetración en el valor de capacidad encontrando valores de entre un 8% al 20% de la capacidad instalada en el área de interés. Actualmente y gracias a nuevas tecnologías de turbinas eólicas estos valores pueden subir a entre un 10 y 30 %.

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7.- Experiencia Internacional

Los sistemas eléctricos de Dinamarca, España, Irlanda y Nueva Zelanda tienen algunas de las más altas penetraciones de energía eólica en el mundo.

El manejo de los diferentes sistemas a la fecha, con aumentos de energía ha demostrado ser exitoso sin haber ocurrido contingencias mayores debido directa o indirectamente a la acción del viento. Sin embargo, hay un gran número de parámetros que están siendo monitoreados que indican la necesidad de una operación activa en el futuro cercano (incluso el día de hoy para algunos casos).

7.1.- Dinamarca Una de las mayores características para la integración de la energía eólica en su sistema es un fuerte y bien constituido mercado nórdico (NORDEL) que es común a Noruega, Suecia, Finlandia y Dinamarca. El mercado de potencia nórdico cosiste en 2 mercados principales: el mercado de intercambios de potencia (Nordic Power Exchange NPX), el cual se encuentra dividido en 3 mercados y el operador en tiempo real del sistema, y el operador del sistema en tiempo real.

El mercado Spot nórdico, ELSPOT, realiza la mayor parte de la transacción física day-ahead de la electricidad en los países nórdicos. Si un participante del mercado no puede cumplir con sus obligaciones asumidas en el mercado ELSPOT es posible tranzar en el mercado durante el día ELBAS hasta una hora antes de la operación. El tercer mercado no es para contratos físicos sino que para contratos financieros.

El operador del sistema gestiona 2 mercados adicionales: un mercado para balance de potencia y un mercado para los servicios complementarios.

7.1.1.- Regulación de Potencia La regulación de potencia se encuentra dividida en 3 tipos de reservas, estas pueden ser primarias, secundarias o terciarias. Las reservas primarias son automáticamente activadas tan pronto como exista una desviación de frecuencia en el sistema. Las reservas secundarias son automáticamente activadas ante el evento de desviaciones entre la potencia generada programada y medida y el consumo. Las reservas terciarias son manualmente activadas hasta una hora antes de la operación cuando las reservas secundarias no son capaces de mantener la potencia regulada. Todas estas opciones son transadas en el mercado de balance de potencias ya mencionado.

Si un participante no genera o consume lo que fue acordado el día anterior debe transar esta modificación con los operadores. Esta energía se conoce como potencia de balance. El precio de esta potencia de balance es el precio mayor entre el precio regulado y el precio spot.

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En el grafico siguiente podemos apreciar las causas para regulación de potencia, donde es claro que la variabilidad del viento no es la única causa para esto, pero si una muy importante.

Figura 32: Causas de regulación de potencia en Dinamarca. [12]

7.1.2.- Aplicaciones del sistema interconectado nórdico para una operación optima

7.1.2.1.- Interconexiones Para el operador danés, las interconexiones con los sistemas vecinos son de vital interés. En los 2 sistemas daneses existe una capacidad de interconexión capaz de exportar el 40% de la potencia generada e importar hasta el 70% del consumo máximo.

La disponibilidad de hidroeléctricas en Noruega y Suecia a través de conexiones HVDC es comúnmente usada para regulación de la potencia generada por viento mediante el uso de mecanismos de mercado.

7.1.2.2.- Plantas combinadas de potencia y calefacción (CHP) Hoy, más del 50% de la demanda danesa de calefacción es producida en CHPs. Además la generación térmica es prácticamente en su totalidad organizada en unidades CHP con incluso unidades de muy pocos MW que deben ser manejadas por el operador. Actualmente un tercio de las plantas no solo operan en el mercado eléctrico de intercambios de potencia sino que son parte activa del mercado de balance de potencia contribuyendo así también en el mercado de servicios complementarios.

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7.1.2.3.- Precios Spot negativos En el mercado spot nórdico el precio spot puede llegar a cero durante horas con exceso de generación debido a buenas velocidades del viento. El desempeño podría aumentar al implementar precios negativos, dando fuertes incentivos a los generadores no eólicos de reducir sus ofertas de suministro en períodos con pronósticos de fuertes vientos y para los consumidores de utilizar electricidad fuertemente en horas con precios negativos.

7.1.3.- Aplicaciones del mercado nórdico para una operación optima

7.1.3.- Pronósticos de energía eólica. El operador danés busca usar los mejores pronósticos de viento que existen. Dado que los pronósticos meteorológicos tienen un alto grado de incertidumbre, varios y distintos modelos de distintos proveedores son utilizados en paralelo. Actualmente el error medio absoluto anual es de un 5% de la capacidad eólica instalada.

Estos pronósticos de viento son utilizados para

Planificación de la operación varios días antes que ocurra. Transacciones en el mercado spot Transacciones en el mercado de regulación de potencia durante la operación.

7.1.4.- Transacciones en tiempo real Hasta 15 minutos antes de la hora de operación es posible tranzar en el mercado de balances de potencia. Es esencial tener una idea sobre como la generación eólica será unas horas más adelante. Esta estimación es hecha corrigiendo los pronósticos de viento comparándolos con la generación actual por viento, revisando así si es que se espera aumento en la producción o disminuciones y sus magnitudes.

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7.2.- España

En los últimos años la energía eólica se ha vuelto una de las principales tecnologías de generación en el sistema español peninsular con una capacidad eólica instalada de 16.740 MW.

La variabilidad del viento y la incertidumbre de los pronósticos constituyen uno de los principales desafíos en un sistema aislado o con baja interconectividad como el español. Los desbalances no deben ser mayores que 1.300 MW y deben ser corregidos dentro de 10 minutos. De otro modo la interconexión con Francia se puede sobrecargar e incluso desconectarse dejando al sistema aislado del resto de Europa.

Es por esto que las reservas en giro incluyen hasta las reservas terciarias pudiendo así ser despachadas de entre 15 minutos hasta 2 horas de cuando sean requeridas. Estas reservas consisten en unidades térmicas, centrales hidroeléctricas de pasada y de embalse. Las reservas en giro son continuamente evaluadas desde el momento en que los resultados del mercado son entregados el día anterior de la operación a las 11 am.

La meta es lograr garantizar las cantidades adecuadas de reserva, tanto para exceso como déficit de generación, de modo de balancear la operación de manera rápida y eficiente logrando además minimizar la huella de carbono y los costos operacionales. Si las reservas no fueran suficientes para sobrellevar las imprecisiones esperadas, los grupos térmicos pueden ser encendidos o apagados gracias a diversos mecanismos de mercado.

En el día anterior a la operación, las reservas en giro son estimadas mediante la predicción probabilística de viento para cada hora del día siguiente. En particular, las herramientas de predicción entregan un valor por hora de generación eólica con un 85% de intervalo de confianza. El uso de este método ahorra reservas y costos en aquellos días con condiciones climáticas estables y aumenta las reservas para aquellos días en que el clima es más inestable. En promedio 630 MW de reservas adicionales deben ser despachadas para compensar los errores de pronóstico del día anterior.

Este enfoque de asignación de reservas el día anterior mantiene un adecuado nivel de ellas a un costo razonable. Así las unidades entregando estas reservas son informadas por adelantado sobre si deben conectarse el día siguiente. Sin embargo, aproximadamente el 15% del tiempo las reservas añadidas son menores que los errores de pronostico durante la operación y la conexión de nuevos grupos térmicos o la desconexión de ellos es necesaria en tiempo real.

Desde la estimación de reservas del día anterior las plantas eólicas tienen la posibilidad de corregir sus pronósticos hasta 6 horas antes de la operación usando los mercados diarios de potencia para evitar los pagos de penalización por desbalances. Al igual que cualquier participante del mercado, los generadores eólicos en España son financieramente responsables por sus desviaciones y son penalizados por ellos. Si los errores de predicción no son mejorados seis horas antes de la operación los grupos térmicos pueden no ser capaces de conectarse necesariamente rápido para

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pode restaurar las reservas apropiadas teniendo entonces el operador que tratar de disminuir los consumos de modo de evitar una desconexión de carga.

7.3.- Irlanda

En Irlanda la energía eólica en un factor importante dentro de su matriz eléctrica. En 2008 la capacidad eólica instalada fue de 1.077 MW donde más de 532 MW pueden ser controladas de manera directa por el National Control Center (NCC) para disminuir su potencia activa. Las turbinas eólicas están conectadas en igual distribución de potencia tanto en las redes de transmisión como en las de distribución.

7.3.1.- Experiencia a la fecha Hasta el momento no han existido incidentes en donde la generación eólica haya provocado directa o indirectamente problemas de operación en el sistema irlandés. Sin embargo la robustez del sistema eléctrico se ha visto reducida debido al aumento significativo de energía eólica integrada al él. Solo en 2008 ciertas turbinas eólicas tuvieron que ser desconectadas del sistema debido a razones de seguridad.

Mientras que el impacto de esta resolución fue mínimo debido a la pequeña cantidad de potencia involucrada (40 MW), estas resoluciones han llevado a una discusión respecto del esquema de pago de las centrales eólicas. El diseño de mercado en Irlanda le paga a las eólicas que no pudieron generar debido a estas desconexiones por seguridad. Cuando las centrales son una pequeña porción del sistema esta situación no es económicamente un problema, sin embargo dado el escenario donde la penetración aumentará fuertemente se vuelve necesario hacer una revisión de la regulación del mercado.

7.3.2.- Infraestructura Para poder suplir los incrementos de la demanda y para permitir al sistema irlandés integrar grandes cantidades de energía eólica, manejando correctamente las complicaciones debido a la variabilidad del recurso, la red de transmisión debe ser actualizada. En el año 2008 el operador del sistema de transmisión publicó una revisión estratégica a largo plazo de las inversiones necesarias para asegurar esto. Este informe reafirma la necesidad de mejorar las redes tanto de distribución y transmisión con nuevas líneas y equipos que permitan los flujos de potencia derivados de la alta penetración eólica esperada. Además se estima de una urgencia alta la creación de una línea de interconexión con otros sistemas.

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7.3.3.- Operación Mientras más parques eólicos sean conectados al sistema se espera que la operación de él se vuelva, al menos en el corto plazo, más complicada dada su limitada capacidad de regulación.

En el largo plazo existen 3 áreas de significativa preocupación desde un punto de vista operacional. La primera tiene que ver con la naturaleza de un sistema eléctrico con más de un 40% de energía renovable integrada al sistema. La segunda tiene que ver con la actualización de controles utilizados en redes de transmisión en las redes de distribución para poder permitir mayor integración de turbinas en esta última. Por último existe preocupación respecto del comportamiento poco predecible de la demanda.

Respecto de los problemas técnicos que puedan emerger por estas razones el operador del sistemas ha solicitado una serie de estudios para examinar la estabilidad dinámica y transiente, el control de reactivos, comportamiento de frecuencia del sistema. Los resultados de estos estudios, de muy reciente publicación o en vías de serlo, darán las bases para definir la política operacional de desarrollo del sistema así como también los cambios necesarios en los incentivos de mercado.

7.4.- Nueva Zelanda

El sistema de potencia neozelandés consiste en 2 sistemas eléctricos separados, uno en la isla norte y otro en la isla sur, interconectados por una línea HVDC de 700 MW de capacidad. Nueva Zelanda no está conectada a ningún sistema eléctrico vecino. Además las fuentes de generación se encuentran típicamente lejos de los centros de carga más importante. Su generación tiene una predominancia hidroeléctrica (60%)

Figura 33: Mapa del sistema eléctrico de Nueva Zelanda. [13]

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La mayor parte de la generación eólica de Nueva Zelanda se encuentra concentrada al sur de la isla norte, donde la generación presenta gran correlación entre distintas turbinas. Esta correlación se puede apreciar en repentinos cambios en la potencia generada. Como ejemplo revisemos el efecto de un cambio repentino y muy pronunciado de la potencia entregada por las turbinas el día 15 de Noviembre de 2004 y su efecto en la frecuencia del sistema[12].

Figura 34: Cambio de 20 MW a 150 MW en la potencia eólica de Nueva Zelanda y su efecto en la frecuencia del sistema. [12]

La falta de distribución geográfica de las turbinas resulta en periodos donde hay poca o nula generación eólica. Esto ocurre frecuentemente en noches frías de invierno, en momentos donde la demanda es máxima.

La variabilidad de la generación eólica durante el despacho no constituye un problema mayor ya que no es más grande que la variación que presenta la demanda. Además los efectos de esta variabilidad pueden ser mitigados rápidamente en un sistema con la flexibilidad predominante de sus centrales hidroeléctricas.

7.4.1.- Desarrollo a Futuro La generación eólica en Nueva Zelanda ha sido desarrollada en áreas con buenas velocidades de viento que se encuentran cercanas a redes de transmisión. No obstante existe un gran número de áreas con un alto potencial eólico que se encuentran distantes de puntos de conexión, encontrándose además con baja capacidad disponible para transmitir. El costo necesario para poder invertir y añadir nuevas centrales que utilicen estos es recursos es demasiado alto debido a la necesidad de construir nuevas líneas.

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Recientemente se está implementando un proceso de nuevas inversiones en transmisión que permitan la conexión de nueva energía renovable en donde los costos serán absorbidos por los usuarios de la infraestructura ya existente, de modo de incentivar nuevas posibilidades de recursos eléctricos limpios.

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8.- Alta penetración eólica en los Sistemas Eléctricos Chilenos.

A lo largo del informe se ha revisado el impacto que tienen en los sistemas eléctricos el tener una alta penetración eólica en ellos y como ha sido la experiencia de diversos países en su integración. Los sistemas chilenos presentan ciertas características que pueden aumentar este impacto y nueva infraestructura puede ser necesaria.

El principal impacto de una alta integración viene de la variabilidad del recurso viento y de la incapacidad de seguimiento de carga de las turbinas eólicas. Al respecto en nuestro país se han realizado muy pocos estudios sobre la calidad del viento durante un año, potencia posible a extraer, potenciales eólicos presentes en el territorio, efectos de los cambios climáticos, etc. por lo que no es posible inferir como seria el comportamiento de la energía eólica entregada.

La operación de los sistemas eléctricos está a cargo de entidades independientes conformadas por los actores del sector eléctrico. Estos operadores independientes se conocen como Centros de Descacho Económicos de Carga (CDEC) y son los que velan por la seguridad del suministro. El CDEC utiliza un sistema de operación de tarificación marginalista preocupándose de operar de manera segura y lo más económica posible las unidades generadoras existentes. El pre-despacho se hace el día anterior a la operación.

Actualmente la normativa vigente en Chile no tiene regulaciones específicas en el caso de generación eólica en términos de habilidad de sobrellevar contingencias (fallas), capacidades de regulación, comportamiento ante desviaciones de frecuencia, etc. La implementación de normas en los sistemas con alta penetración ha sido de manera paulatina y respondiendo a las características únicas de cada uno de ellos

Se analizó como el uso de las nuevas tecnologías en turbinas eólicas son útiles para minimizar el impacto negativo de la integración de energía eólica en el sistema. Dado que actualmente tenemos una muy baja penetración del viento puede ser extremadamente útil exigir la instalación a futuro de turbinas modernas con capacidad de funcionamiento a velocidad variable, control de la potencia activa, control del factor de potencia, que permanezcan conectadas ante fallas; de esta manera es posible evitar algunos costos en infraestructura como el uso de SVCs y STATCOMs y disminuiremos la variabilidad de la generación por viento.

Otro aspecto importante corresponde a la distribución espacial de las centrales eólicas. Como ya se vio mientras más repartidas dentro del territorio se encuentren las turbinas eólicas más suave es la variabilidad de generación conjunta. Sin embargo al revisar los proyectos eólicos que cuentan con aprobación de sus estudios de impacto ambiental, estos se encuentran concentrados principalmente en la IV región. Dado este caso probable de concentración de recursos nos podemos encontrar en un caso similar al de Nueva Zelanda donde la generación de viento puede cambiar abruptamente comprometiendo la estabilidad del sistema.

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Puesto que una mayor integración eólica necesitara de una gran cantidad de servicios complementarios y reservas operativas es necesario implementar un mercado de ancillary services. De este modo se entregan incentivos para que más centrales de regulación ingresen en el mercado eléctrico y permite entrega a los involucrados incentivos de eficiencia de modo de optimizar la operación.

Por último es necesario destacar que al instalar centrales eólicas no es necesario introducir nuevas centrales convencionales de respaldo a las primeras, a menos de encontrarse ante el muy extraño evento de que el sistema tenga una muy baja capacidad de regulación. Como ya se reviso las turbinas eólicas permiten aumentar la confiabilidad del sistema entregando cierta potencia firme, que a pesar de ser mucho más baja que la capacidad nominal instalada, no es cero. Por esto los planes de expansión deben considerar esto de modo que el respaldo de potencia firme se mantenga.

8.1.- Integración en el SIC El Sistema Interconectado Central (SIC) alimenta al 92% de la población chilena. Corresponde a un sistema Hidrotérmico con aproximadamente un 37% de generación hidráulica y un 63% de generación térmica. (Ver Anexo B)

8.1.1.- Sistemas de Transmisión El sistema de transmisión del SIC consiste principalmente en una línea troncal que cruza el territorio de norte a sur. Esta línea fue diseñada para traer la generación desde el sur hacia los centros de consumo. Por esta razón podemos considerar que el flujo neto de potencia a través de ella es en dirección sur a norte. Esto presenta un problema para la conexión de centrales en el norte del territorio abracado por el SIC. Si analizamos las líneas existentes con los lugares con alto potencial eólico como la cuarta región nos encontramos con que la línea actual no permitiría el envío de potencia desde este lugar hacia Santiago. La necesidad de construcción de nuevas líneas constituye una barrera de entrada a nuevas inversiones eólicas tanto desde un punto de vista económico como de tiempos de construcción.

8.1.2.- Capacidad de Regulación En el SIC encontramos una alta variabilidad de la demanda durante el día y la semana con una diferencia entre el peak y el mínimo de aproximadamente 3.000 MW. Si a esto le agregamos la variabilidad del viento nos encontramos con la necesidad de una fuerte capacidad de regulación tanto de frecuencia como de balance de potencias. Sin embargo la fuerte componente hidroeléctrica del sistema debiera permitir la operación con niveles de reservas suficientes para poder soportar las variabilidades ya mencionadas. Además es importante la realización de

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modelaciones pues es posible que una alta integración eólica permita una mejor gestión de los embalses del sistema disminuyendo así el riesgo de racionamiento en periodos secos.

8.1.3.- Conexión a nivel de distribución El sistema de distribución en el SIC no está diseñado para soportar una fuerte conexión de medios de generación en ella. Si analizamos que el SIC cubre el área con mayor densidad de población del país vemos que la posibilidad de tener generación eólica distribuida se hace muy atractiva disminuyendo de esta manera los envíos de potencia por líneas de transmisión y disminuyendo la necesidad de inversión en transmisión. Además esto permitiría una mayor dispersión geográfica de las turbinas eólicas disminuyendo la variabilidad conjunta.

8.1.4.- Interconexión de sistemas El SIC no se encuentra interconectado con ningún sistema nacional ni internacional. Como vimos en el caso europeo la integración energética en la región permite mejores reservas operativas, intercambios de energía en periodos de alto viento, disminución de la variabilidad, etc. Es una opción que debe ser analizada ya que presenta grandes beneficios.

8.1.5.- Herramientas del mercado Además de una posible creación de un mercado de servicios complementarios el mejorar y liberar los mercados eléctricos actuales para el acceso de mayores actores puede permitir una mejor operación del sistema y mejorar la eficiencia. En países con re-regulaciones de tercera generación los mercados entregan indicadores de cómo es la generación de energía (precios SPOT en tiempo real) pudiendo así optimizar el consumo los distintos procesos productivos. Debe estudiarse la posibilidad de desregulación de los pequeños consumidores.

8.2.- Integración en el SING El Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) tiene una capacidad instalada de 3.683 MW y alimenta al 5,7% de la población chilena. Corresponde a un sistema Térmico con prácticamente nula generación hidroeléctrica. El principal abastecimiento que provee este sistema corresponde a clientes regulados, principalmente mineras, que consumen aproximadamente el 90% de la generación anual del SING (Ver Anexo B)

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8.2.1.- Capacidad de Regulación Dadas las características de la demanda en el SING que alimenta principalmente a grandes consumidores como son las mineras con consumos productivos importantes durante las 24 horas del día los 365 días del año, nos encontramos con que la demanda es bastante plana con una variación entre la demanda máxima y mínima de solo 400 MW. De aquí que la variabilidad de la demanda mas la del viento seria de bastante menor orden que en el caso del SIC. Además existe una gran cantidad de potencia firme que prácticamente duplica la demanda máxima. No obstante lo anterior, al ser un sistema netamente termoeléctrico con prácticamente un 34% de capacidad en carbón nos podemos encontrar con poca capacidad de regulación. Al respecto es necesario realizar modelaciones que indiquen si la infraestructura de generación actual permitiría el funcionamiento de reservas para una alta integración eólica. De ser así indicar hasta que niveles de penetración es segura la utilización de energía eólica, y de no serlo especificar las inversiones necesarias a realizar

8.2.2.- Sistemas de Transmisión Como ya se indico el SING alimenta principalmente a grandes mineras ubicadas en el interior a varios kilómetros de la costa que es donde se encuentran actualmente los medios de generación. La infraestructura de transmisión está concebida para poder llevar estos altos niveles de potencia hacia las centrales con bastante tolerancia ante la posible expansión de sus faenas. En este sentido no sería necesario realizar grandes inversiones en transmisión a menos que se trate de líneas de inyección.

8.2.3.- Conexión a nivel de distribución Las redes de distribución en el SING son tan pequeñas y se ubican tan cerca de las centrales térmicas, y por consiguiente, de las líneas de transmisión que no hay mayor diferencia ni incentivo en la conexión a este nivel.

8.2.4.- Interconexión de sistemas El SING posee una pequeña interconexión con una central en Salta Argentina que no es muy relevante. Dadas las características de la matriz del SING y su posible imposibilidad de permitir la una alta penetración de viento por lo ya comentado se hace interesante evaluar la posibilidad de interconexión con algún sistema vecino.

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Conclusiones

La energía eólica es una tecnología con más de 20 años de desarrollo, con modelos consolidados, buenas predicciones de viento y generación y ha mostrado que puede ser utilizada a gran escala en los sistemas eléctricos. No obstante en nuestro país la tecnología se muestra novedosa con una muy pequeña participación dentro del parque generador.

Los países europeos han sido pioneros en esto ya que la Unión Europea se planteo una fuerte diversificación de la matriz energética de modo de disminuir su huella de carbono. Para cumplir con estos objetivos es necesario que el sector eléctrico se adapte y se mueva hacia que gran parte de su generación este basada en métodos de energías renovables no convencionales (ERNC).

Esta transición no ha sido repentina en el tiempo y ha necesitado la adaptación del modo de operación de los sistemas aumentando sus reservas operativas, confiando más en las interconexiones supranacionales y creando nueva regulación que tome en cuenta los desafíos generados por la variabilidad del viento.

Esta variabilidad presenta el mayor riesgo ante el uso masivo de energía eólica. Sin embargo ha demostrado que la variabilidad puede ser superada mediante cambios en los mercados eléctricos, mejoras tecnológicas, buenos pronósticos, entre otros factores; haciendo que una mayor integración eólica mejore la confiabilidad de los sistemas e incluso tenga un efecto positivo en los costos globales de generación.

Para el caso chileno la posibilidad de una mayor integración se estudia de una manera cualitativa ya que son necesarios complejos modelos ad-hoc de operación e información de estudios sobre variabilidad de viento que no han sido realizados de manera extensa. Además la falta de interconexión con sistemas internacionales sumado a las características distintivas de nuestras redes de transmisión hacen prever la necesidad de altos niveles de inversión. Lo que sumado a la necesidad de nuevos mercados como el mercado de servicios complementarios y la apertura de los actuales a mas actores como los consumidores indican que las condiciones optimas para permitir una alta penetración de energía eólica están lejos de ser satisfechas.

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Referencias y Bibliografía

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[14] J. M. Zúñiga., "Modelación dinámica de parques eólicos para una integración masiva en el SIC." .

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[16] Z. Chen, "Issues of connecting wind farms into power systems," in Transmission and Distribution Conference and Exhibition: Asia and Pacific, 2005 IEEE/PES, 2005, pp. 1-6.

[17] P. B. Eriksen, T. Ackermann, H. Abildgaard, P. Smith, W. Winter and J. M. Rodriguez Garcia, "System operation with high wind penetration," Power and Energy Magazine, IEEE, vol. 3, pp. 65-74, 2005.

[18] P. Gardner, M. Tremblay and D. Price, "Technical requirements for high-penetration wind : What system operators need, and what wind technology can deliver," in Integration of Wide-Scale Renewable Resources into the Power Delivery System, 2009 CIGRE/IEEE PES Joint Symposium, 2009, pp. 1-1.

[19] W. Grant, D. Edelson, J. Dumas, J. Zack, M. Ahlstrom, J. Kehler, P. Storck, J. Lerner, K. Parks and C. Finley, "Change in the air," Power and Energy Magazine, IEEE, vol. 7, pp. 47-58, 2009.

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[21] J. Kabouris and F. D. Kanellos, "Impacts of Large Scale Wind Penetration on Designing and Operation of Electric Power Systems," Sustainable Energy, IEEE Transactions on, vol. PP, pp. 1-1, 2010.

[22] R. P. S. Leao, F. L. M. Antunes, T. G. M. Lourenco and K. R. Andrade, "A Comprehensive Overview on Wind Power Integration to the Power Grid," Latin America Transactions, IEEE (Revista IEEE America Latina), vol. 7, pp. 620-629, 2009.

[23] P. Mukund R., "Wind and Solar Power Systems. Design, Analysis and Operation." .

[24] R. Piwko, D. Osborn, R. Gramlich, G. Jordan, D. Hawkins and K. Porter, "Wind energy delivery issues [transmission planning and competitive electricity market operation]," Power and Energy Magazine, IEEE, vol. 3, pp. 47-56, 2005.

[25] H. Sharman, "Why wind power works for Denmark." May, 2005.

[26] A. Suwannarat, B. Bak-Jensen, Z. Chen, H. Nielsen, J. Hjerrild, P. Sorensen and A. D. Hansen, "Power system operation with large scale wind power integration," in Power Tech, 2007 IEEE Lausanne, 2007, pp. 671-676.

[27] J. O. G. Tande, K. Uhlen and T. Gjengedal, "Options for large scale integration of wind power," in Power Tech, 2005 IEEE Russia, 2005, pp. 1-4.

[28] R. Zavadil, N. Miller, A. Ellis and E. Muljadi, "Making connections [wind generation facilities]," Power and Energy Magazine, IEEE, vol. 3, pp. 26-37, 2005.

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ANEXO A – Tecnologías de Generación Eólica.

Características de las máquinas para generación eólica

Los aerogeneradores utilizados actualmente para la transformación de energía eólica en eléctrica no incorporan una tecnología uniforme ya que existen varios prototipos, usando máquinas o de inducción.

Máquinas más usadas actualmente:

Generador de inducción de velocidad fija Consiste en un generador de inducción de rotor de jaula de ardilla el cual se acopla a la red directamente [14]:

Ilustración i: Esquema de un generador de inducción de velocidad fija. [14]

Es el generador más fácil de diseñar y por ende es el más barato

Estos generadores requieren siempre potencia reactiva para mantener el acople magnético entre el rotor y el estator, la cual puede ser abastecida ya sea por la red eléctrica, o a través de equipos de compensación como bancos de condensadores o equipos de electrónica de potencia.

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Debido a que se encuentra directamente conectado a la red, existe un importante problema en cuanto a las variaciones de potencia activa y reactiva a causa de la variación de la velocidad del viento, por lo tanto se requiere que siempre existan otras centrales con reserva en giro para acudir frente a salidas del parque.

Una posible mejora a esta máquina es el hecho de agregarle capacidad FRT, que presenta equipos que permiten un control dinámico del consumo de reactivos mediante diversos equipos como son los SVCs, STATCOMs y bancos de condensadores electrónicamente controlados. [7]

Generador de inducción doblemente alimentado En esta máquina, el circuito del estator es conectado directamente a la red, mientras que el circuito del rotor se conecta con un convertidor electrónico de potencia.

Ilustración ii: Esquema de un generador de inducción doblemente alimentado. [14]

Las ventajas que presenta este generador en comparación al anterior es que permite un control variable de los reactivos consumidos por el rotor lo cual permite un control de la velocidad frente a variaciones del viento y del sistema eléctrico [7].

El problema de estas máquinas es que frente a una falla, se conecta su protección (Crowbar), dejando el bobinado del rotor cortocircuitado (optando por la misma configuración de la máquina anterior) y de esta forma se pierde el control de la potencia activa y reactiva. Si la falla es muy grande se debe desconectar para proteger al conversor que podría llegar al máximo de su capacidad. La solución posible es sobredimensionar el conversor, aumentando el costo [14].

Generador de inducción de rotor bobinado con resistencia variable

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Ilustración iii: de un generador de inducción de rotor bobinado con resistencia variable. [14]

Este generador requiere un rotor con un circuito de bobinas y resistencias, las cuales se pueden controlar en su tamaño a través de un puente con tiristores. Esto da la posibilidad de cambiar la resistencia del rotor automáticamente, logrando un cambio en la velocidad de giro del mismo. Un aumento de la resistencia disminuye la eficacia del generador, disminuyendo la corriente en el rotor y la interacción de los campos magnéticos del rotor y estator, lo que finalmente se traduce en una aceleración del rotor y por ende su velocidad de giro.

Generador sincrónico de velocidad variable

Ilustración iv: Esquema de un generador sincrónico de velocidad variable. [7]

La utilización de generadores sincrónicos requiere que el generador gire a una velocidad constante y en sincronismo con las demás máquinas sincrónicas, lo cual en el caso de la generación eólica es difícil debido a la velocidad variable del viento. Sin embargo al agregarle al generador un rectificador y un inversor, es posible conectar estos generadores sincrónicos.

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Las principales ventajas de este tipo de generación son que existe un mayor control de la inyección de potencia activa y reactiva a la red. Sin embargo, también el uso de rectificadores e inversores conlleva a una contaminación armónica en la red que puede dañar al sistema interconectado.

Generador de inducción frente a fallas La máquina de inducción, presenta un comportamiento dinámico dado por:

El torque electromagnético Te, desarrollado a una velocidad n (rpm), es función del deslizamiento s y proporcional al cuadrado de la tensión en los bornes, V.

Te = f(s) · 2V

Donde además:

s = (Ns – n)/Ns, con Ns la velocidad del campo rotatorio del estator

El comportamiento del rotor viene entonces definido por:

J

dwdt = Tm – Te, donde Tm es el torque mecánico aplicado al rotor.

Durante un cortocircuito cerca de los terminales de un generador de inducción, la corriente de cortocircuito aumenta debido a la contribución de la máquina de inducción y la tensión disminuye. La disminución de la tensión provoca una disminución de la potencia activa y por ende del torque electromagnético, lo que a su vez provoca una aceleración de la máquina [7]. Finalmente la única forma de poder volver al punto de operación inicial, es hacer el torque electromagnético mayor que el mecánico con la finalidad de desacelerar la máquina.

Para fallas de poco tiempo de duración se puede hacer una aproximación de que la velocidad del viento es constante, por lo tanto no afecta el hecho de que la velocidad del viento sea variable.

Con respecto al control de frecuencia, un aerogenerador puede tener un control de la frecuencia por medio de la operación de un punto no óptimo en el cual se reduce la generación de forma que exista una reserva en giro, lo que a su vez implica el desaprovechar parte de esta energía, que es algo indeseado.

Otras formas de lograr esto consisten en: En el caso de que el molino se encuentre bajo acción de un viento de mayor velocidad que la que hace producir el máximo de energía posible, simplemente se toma esa energía adicional como reserva de giro. En el caso de que no sea así, el generador puede extraer energía rotacional de la turbina, lo cual incrementa el torque eléctrico y así responder a la dinámica del sistema.

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ANEXO B - Sistema Eléctrico Chileno.

El sistema eléctrico chileno se encuentra dividido en 4 sistemas independientes siendo los más importantes el Sistema Interconectado del Norte Grande – SING, y el Sistema Interconectado Central – SIC.

Sistema Interconectado del Norte Grande – SING

El Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) se extiende entre Tarapacá y Antofagasta, Primera y Segunda regiones de Chile, respectivamente, cubriendo una superficie de 185.142 km2, equivalente a 24,5% del territorio continental. En esta zona predomina un clima de extrema sequedad, lo que explica la aridez del paisaje, diversificado tanto por el relieve transversal como por la altura, lo que ha gravitado de modo decisivo en la distribución y densidad de la población. Ésta se ubica principalmente en el borde costero. En la actualidad, según cifras del censo de 2002, la población alcanza al 6,1% del total nacional y está concentrada principalmente en algunas ciudades y poblados muy distanciados entre sí. Se pueden identificar las siguientes características importantes del SING:

• Escasos recursos de agua para usos de generación eléctrica. • Centros de consumo de electricidad separados por grandes distancias. • Consumo de energía corresponde principalmente a empresas mineras.

Los principales datos de demanda y capacidad del sistema los podemos encontrar en la siguiente tabla. Además vemos también como se compone el mix generador.

Ilustración v: Datos relevantes SING

FUENTE: Anuario 2009 CDEC SING

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El SING es un sistema netamente termoeléctrico donde el 90% de su demanda corresponde a grandes clientes, principalmente las mineras que se encuentran en el sector. Debido a esto el crecimiento de la demanda no es vegetativo sino que depende directamente de nuevos proyectos mineros agregados en la zona que introducen grandes bloques de carga nueva. Es por esta razón que existe una gran reserva de potencia que aproximadamente duplica la demanda máxima.

En cuanto a la red de transmisión encontramos a las unidades generadoras principalmente en la costa y cercano a los centros urbanos más importantes. La transmisión esta diseñada de modo de poder llevar esta potencia hacia las mineras ubicadas en la precordillera.

En la siguiente página podemos ver el diagrama unilineal del SING

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Ilustración vi: Diagrama Unilineal SING

FUENTE: Anuario 2009 CDEC SING

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Sistema interconectado Central – SIC

El Sistema Interconectado Central de la República de Chile, está constituido por los sistemas de transmisión y las centrales generadoras que operan interconectadas desde la rada de Paposo por el norte (Segunda región), hasta la isla grande de Chiloé por el sur (Décima región). Este Sistema es el mayor de los cuatro sistemas eléctricos que suministran energía al territorio chileno, cuenta con una potencia instalada al 31 de diciembre de 2008, que alcanza a los 9.910,7 MW, y una cobertura de abastecimiento que alcanza a cerca del 92,3% de la población.

Los principales datos de demanda y capacidad del sistema los podemos encontrar en la siguiente tabla. Además vemos también como se compone el mix generador.

Ilustración vii: Datos Relevantes SIC

FUENTE: Anuario 2009 CDEC SIC

El Sistema Interconectado Central es un sistema Hidrotérmico que alimenta principalmente a la población del país, es decir a los clientes regulados. Dadas las diferencias con el SING en cuanto al tipo de clientes tenemos un sistema con crecimiento vegetativo de la demanda, una demanda muy inelástica, con grandes variaciones diarias y por temporada en su demanda. Su sistema de transmisión consiste principalmente en una línea troncal que recorre el territorio de norte a sur trayendo la energía en los centros de generación (sur de Chile) a los principales centros de consumo urbano (Santiago, Valparaiso, Concepción).

En la siguiente página podemos ver el diagrama unilineal del SIC.

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Ilustración viii: Diagrama Unilineal del SIC.

FUENTE: Anuario 2009 CDEC SIC