ÁREA TÉCNICA Proyecto: Sistema de compensación de energía reactiva en el Parque Eólico Experimental de Sotavento

Un gran número de receptores eléctricos consumen energía reactiva, es decir al conectarlos a una red de corriente alterna provocan un desfase entre la tensión y la intensidad que circula por ella. Este desfase provoca que la intensidad necesaria para su funcionamiento sea mayor y que por tanto las pérdidas durante el transporte de esa cantidad de energía por la red sean también mayores, esta situación aumenta además la ocupación eléctrica de líneas y transformadores.

Los centros de generación eléctrica deben ayudar a evitar esta situación corrigiendo este desfase desde sus instalaciones, es decir deben consumir o generar la energía reactiva solicitada por el sistema. El factor de potencia es un parámetro indicador de la proporción de potencia reactiva que es consumida o generada. Por lo tanto los parques eólicos deben colaborar en la corrección del factor de potencia.

Una importante cantidad de los aerogeneradores instalados por todo el país son de tecnología asíncrona de jaula de ardilla, Sotavento posee 19 aerogeneradores de este tipo. Esta tecnología requiere de un sistema de compensación de reactiva (condensadores) para la corrección del factor de potencia.

Generalmente la implementación de estos sistemas de compensación era realizada por el propio fabricante y operaba de modo individualizado en cada aerogenerador. Esto era razonable en el marco del RD 2818, que no exigía un ajuste fino del factor de potencia, ya que permitía obtener bonificaciones o sanciones que dependían del grado de alejamiento al factor de potencia unitario, con la particularidad de que era calculado a partir de datos mensuales de producción. Es decir, un parque eólico que por ejemplo hubiese entregado una cierta cantidad de reactiva durante la primera mitad de un mes y consumido la misma cantidad durante la segunda podría obtener la misma compensación que otro que hubiese mantenido un factor de potencia unitario durante todo el mes, lo que evidentemente no parecía justo pues el primero provocaría una situación poco favorable para la red.

Pero con la entrada del RD 436 se ofrecía la posibilidad de percibir bonificaciones por un determinado consumo o generación de energía reactiva calculado a partir de datos cuarto-horarios, posibilidad que se mantiene hoy en día (ahora a partir de datos horarios) con el RD 661 y hecho que abre una puerta hacia la implementación de nuevos métodos de gestión de energía reactiva, que posibiliten un ajuste más preciso del factor de potencia en parques eólicos, con el fin de obtener la máxima bonificación para cada hora.

Tabla 1: Bonificación por energía reactiva desde la entrada del RD 436.

Implantación de un sistema para el control del factor de potencia novedoso, fiable y versátil en el parque eólico Sotavento, con el fin de maximizar los complementos por energía reactiva.

• Crear un sistema centralizado para el control del factor de potencia evitando que cada aerogenerador opere individualmente.
• Preparar este sistema tanto para recepción de consignas externas de factor de potencia como para programación por tramos horarios.
• Proporcionar de manera precisa e inmediata el factor de potencia asignado para cada momento.
• Que sea un sistema independiente del fabricante de la máquina, que garantice la aplicabilidad en cualquier parque eólico de aerogeneradores de jaula de ardilla.
• Minimizar el desgaste de elementos eléctricos vinculados a los sistemas de compensación.

Bajo estos objetivos principales el sistema deberá obtener la máxima bonificación posible por energía reactiva aprovechando al máximo los equipos existentes y reduciendo el número de operaciones sobre las baterías de condensadores.

En un parque eólico de máquinas de jaula de ardilla, la energía reactiva se compensa por medio de condensadores, a nivel de aerogenerador en baja tensión y a nivel de subestación en media tensión. En concreto Sotavento contaba con 4,630MVAr a nivel de aerogeneradores y con dos escalones de reactiva de 1,215MVAr en subestación. Generalmente este modelo de compensación no está coordinado, dimensionado, ni opera para poder adecuarse de forma precisa a factores de potencia dados, los principales problemas que presenta este modelo de gestión de potencia reactiva son los siguientes:

• En ocasiones los aerogeneradores trabajan con un número de condensadores escaso para obtener un f.d.p unitario a partir de ciertos niveles de generación de potencia activa. Esta deficiencia debe ser corregida independientemente desde la subestación por medio de las baterías de condensadores de media tensión.
• Estos escalones de regulación en media tensión son demasiado grandes para hacer un ajuste fino, y mediante este modelo son precisamente los encargados de llevar a cabo el ajuste final.
• La conexión de las baterías de condensadores de los aerogeneradores se realiza exclusivamente por tramos de potencia. Cada tramo de potencia producida por cada aerogenerador lleva asociado un número de condensadores que se conectan a red. Más activa implica más reactiva.
• Las averías en condensadores no son detectadas, una máquina puede estar trabajando con un condensador sin conocer que no está funcionando correctamente.
• Se producen desconexiones de etapas, por inadecuada programación del autómata o inadecuado cableado eléctrico, sin tener en cuenta los tiempos de seguridad.
• Los sistemas con tiristores, encargados de conectar los condensadores, fallan con demasiada frecuencia, provocando corrientes asimétricas por fallos en las diferentes fases.
• No existe información sobre averías de etapas en tiempo real.

Se propone para el alcance de los objetivos descritos y como solución a los problemas encontrados, el diseño de un controlador central que gestione un conjunto de reguladores locales de reactiva que admitan consignas externas, el controlador central desarrollará las siguientes tareas:

• Captar datos mediante analizadores instalados en cada una de los aerogeneradores y en la subestación.
• Calcular a partir de estos datos la cantidad de potencia reactiva necesaria a nivel global para alcanzar el factor de potencia deseado en el punto de evacuación.
• Analizar el número de condensadores que deberán conectarse y cuales lo harán, en base a reducir el número de operaciones sobre los mismos, en especial sobre los de la media tensión por tener un mayor tiempo de descarga. En este paso se descartan los condensadores no operativos, bien sea porque estén dañados o bien porque el aerogenerador al que pertenecen no esté conectado.
• Distribuir la orden a cada uno de los controladores de cada máquina y de la subestación para que estos actúen sobre los condensadores pertinentes.

1. Estudio de las condiciones iniciales de los sistemas de compensación de reactiva de cada uno de los aerogeneradores y de la subestación.
2. Diseño del esquema de regulación aprovechando al máximo los equipos existentes con el objeto de intervenir lo menos posible.
3. Elaboración y simulación de un algoritmo de control universal en colaboración con la Universidad de Vigo que logre un equilibrio óptimo entre máxima bonificación y número de operaciones a realizar sobre condensadores.
4. Modificaciones en los sistemas de compensación
5. Selección e Implantación de equipos.
6. Diseño e implantación de la red comunicaciones.

Actualmente el sistema se encuentra funcionando en el parque de Sotavento, los resultados obtenidos están siendo altamente satisfactorios. A modo de ejemplo se muestran representados a continuación los resultados del mes de Noviembre del 2009.

Tabla 6: Resultados obtenidos con el sistema operando durante el mes de noviembre.

En la anterior tabla observamos en el primer recuadro la distribución de los valores horarios tomados durante el mes de Noviembre, esta distribución de valores responde a que cada día consta de 12 horas llano, 8 horas valle y 4 horas punta, y por lo tanto a lo largo del mes tendremos 120 valores en horas punta, 240 en horas valle y 360 en horas llano. El siguiente recuadro muestra la energía total y la producida en cada periodo. El tercer recuadro muestra el Kr logrado lo largo del mes para cada periodo. El último recuadro indica el Kr máximo para cada periodo así como el Kr máximo total, este último dependerá no sólo de la distribución de los valores en cuyo caso sería Kr máx= 6%, sino también de la energía producida en cada periodo, concretamente en el mes mostrado las horas llano (con menor bonificación) tienen un peso energético mayor (51% de la energía) y por ello el Kr.max baja ligeramente.

De todos modos en la tabla anterior se observa que el sistema no logra obtener un Kr igual al máximo, este mes en particular obtuvimos un Kr 0,03% por debajo del máximo. Esto es debido a que, como se observa en la siguiente gráfica, una pequeña parte de la energía generada (13.782kWh) se vierte a red con un factor de potencia incorrecto, el resultado es una penalización del 4%. Aunque económicamente este desvío es prácticamente despreciable, pues la proporción de energía penalizada es siempre mínima, se está trabajando en la actualidad en detectar y caracterizar cuáles son los momentos en los que se produce este hecho para poder así depurarlos.

Fig 17: Energía generada (kWh) frente a bonificación obtenida (%kr).

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