El aprovechamiento de la energía del viento es antiguo pero en los últimos años se ha desarrollado mucho, aprovechando los progresos en aerodinámica y electrónica de los reguladores. En general, las provincias Argentinas de la región patagónica cuentan con vientos importantes y constantes, por lo que son muy promisorios para la implantación de granjas eólicas, que son grupos grandes de generadores reunidos en un área favorable.

Las estimaciones de los investigadores dicen que debajo del paralelo 42 se podría disponer de una potencia del orden de 1 Mw por Km.², cifra muy significativa, si se tiene lo dilatado de la región.

Las turbinas eólicas se basan en la acción del viento sobre palas. El viento produce dos efectos: arrastre y sustentación. Hay turbinas que actúan por uno u otro efecto o por una combinación de ambos.

Varios son los tipos de turbinas eólicas:

Uno de los problemas que presentan estos generadores es su inconstancia de la velocidad, lo que repercute en la frecuencia de tensión generada. Sin embargo, se han desarrollado equipos de naturaleza electrónica, que permiten varias formas de control de este parámetro.

Problemas locales al conectar grandes parques eólicos a la red

Cuándo turbinas eólicas o parques eólicos son conectados a la red eléctrica local, hay ciertas consideraciones a tener en cuenta en relación con el control local de voltaje y al funcionamiento del sistema durante desórdenes en el mismo.

Normalmente, los parques eólicos están conectados a la red MV (voltaje medio). La figura muestra una conexión típica de un parque eólico de 5,2 MW compuesto por trece turbinas eólicas de 400 kW cada una.

Todas las turbinas están equipadas con generadores asincrónicos (inducción), que son muy robustos. El uso de estos generadores significa que no hay problemas de estabilidad sincrónica (estabilidad transitoria) ya que este problema se limita a los generadores sincrónicos.

Los generadores asincrónicos -como los motores- normalmente deben ser conectados a una red común que pueda suministrarle la corriente de magnetización al generador (potencia reactiva).

Cambios en los niveles de tensión estacionario

La siguiente figura nos muestra la necesidad de potencia reactiva dependiendo de la potencia activa producida. Los cambios en la absorción de potencia reactiva en los generadores con el viento, van a producir cambios en los voltajes locales y por lo tanto cambiará la potencia activa generada. Además, se debe distinguir entre parques eólicos con alimentador MV propio y parques eólicos conectados a alimentadores MV públicos.

Parques eólicos con alimentador MV propio

Que un parque eólico tenga su propio alimentador MV significa que la tensión será mayor en el sitio del parque eólico que en la subestación HV/MV, si el flujo de energía es en dirección hacia la subestación y no en dirección apartándose de la subestación.

Esta figura representa un ejemplo del voltaje en la turbina eólica y en el punto común de conexión (barra colectora de 10 kV).

P y Q tienen direcciones opuestas, lo que significa que la pérdida de voltaje es en parte compensada, dependiendo de la relación X/R (impedancia) del alimentador. Una relación X/R alta para líneas aéreas reduce la pérdida de voltaje más que para cables, es lo contrario para cargas. La pérdida de voltaje sin carga es debida a la absorción de potencia reactiva en los generadores sin carga.

El alimentador conectado al parque eólico debe tener una capacidad tal, de que pueda transportar la energía producida por el parque eólico. El nivel de voltaje puede ser ajustado eligiendo una relación de transformación apropiada para los transformadores entre el alimentador MV y las turbinas eólicas. No es un problema mantener las variaciones de voltaje entre límites admisibles.

Parques eólicos conectados a alimentadores públicos MV

Si un parque eólico o un grupo de turbinas eólicas son conectadas a un alimentador MV público, entonces las turbinas eólicas harán elevar el nivel de voltaje en el alimentador MV y consecuentemente en las redes LV abastecidas por el alimentador. Es inocuo cuando el alimentador está con alta carga. No obstante a baja carga el voltaje puede ser mayor en este caso sin las turbinas eólicas y existiría un riesgo de sobrevoltaje, esto puede verse en la figura sig.

A fin de mantener el voltaje suministrado a los consumidores dentro de los rangos contractuales, hay un límite aceptable de aumento de voltaje. Este límite dependerá mucho de la red actual y de la filosofía de service. Las empresas en Dinamarca, en sus planificaciones, han tenido hasta ahora un límite de aumento de voltaje del 1 % en los alimentadores MV.

Ello significa que el volumen de energía eólica producido por turbinas eólicas conectadas a un típico alimentador MV danés deberá ser limitado.

Si más turbinas eólicas deben ser conectadas, podrá ser necesario reforzar el alimentador MV. Ello puede más que duplicar la producción eólica admisible.

Refuerzos como estos limitarán le elevación del voltaje a baja carga causado por las turbinas eólicas. A alta carga, el refuerzo reducirá la pérdida de voltaje en el alimentador MV causada de voltaje para prevenir disponibilidad futura, una solución más simple podrá ser conectar las turbinas eólicas próximo a una subestación HV/MV por medio de una larga línea de enlace en vez de retirar refuerzos.

Control de derivación en transformadores de subestaciones HM / MV

Los transformadores HV / MV están equipados con un regulador de voltaje. El regulador ajusta automáticamente la posición del cambiador de derivación cuando el voltaje medido se desvía mucho del voltaje establecido. También es el caso cuando las desviaciones son causadas por turbinas eólicas.

Si el viento es más o menos turbulento, la potencia activa producida y la potencia reactiva consumida por la turbina eólica será fluctuante. Con un mayor nivel relativo de energía eólica en ciertas áreas, uno debe temer que el número de cambios de derivación pueda elevarse a un nivel inaceptable.

Datos de viento son usados en un modelo computado por medio del cual las fluctuaciones de potencia en un parque eólico especifico pueden ser simulados con valores minuto a minuto. Los cálculos indican que loa cambios derivación se elevarán solo ligeramente, aún cuando la altura del nivel de la energía eólica es el máximo posible, es decir, igual que la capacidad de el/los transformadores HM / MV.

Ello ha sido corroborado por mediciones donde la potencia en activa y reactiva medida es alimentada al computador que simula el control de derivación. También debe mencionarse que incrementos no significativos en el número de cambios de derivación han sido observados en una subestación HV /MV con 5 MW de energía eólica y una demanda máxima de 3,5 Mw conectada del lado del MV.

En áreas rurales con baja densidad de carga, los reguladores de voltaje pueden usarse de compensadores de corriente. La corriente por la subestación HV/MV es medida y utilizada para calcular una pérdida simulada de voltaje que es sustraída del voltaje medido. Por este camino, regulador de voltaje forzará al voltaje de la barra colectora MV a elevarse cuando la carga se incremente y de ese modo desbalancea una parte de la pérdida de voltaje en los alimentadores MV.

Si el nivel relativo de la energía eólica en una red MV es alto, las turbinas eólicas pueden influenciar al regulador de voltaje por un camino no deseado, específicamente si están conectados en uno o en pocos alimentadores de salida. La razón es que las turbinas eólicas pueden sustituir parte de le energía tomada normalmente de la red HV, por lo tanto la corriente que pasa por la subestación HV / MV disminuirá. El regulador de voltaje por ello bajará el voltaje, porque es tonto pensar que la carga de la red se ha reducido, que no es el caso.

Si un parque eólico tiene su propio alimentador MV, es posible evitar estos problemas substrayendo la corriente medida en el alimentador de la corriente utilizada por el regulador de voltaje.

Fluctuaciones de tensión

La potencia producida por una turbina eólica no es constante, especialmente no lo es si el viento está por debajo de la potencia nominal. Uno podría temer que las correspondientes fluctuaciones de voltaje podrían conducir a oscilaciones molestas. Ello no ha sido el caso en Dinamarca por dos razones:

• Primero el incremento estacionario de voltaje es del 1%, que quiere decir que la amplitud de las fluctuaciones de voltaje se hacen pequeñas.
• Segundo, cuando más turbinas eólicas trabajan al mismo tiempo, las fluctuaciones de potencia entre las turbinas de viento individuales se nivelarán ya que solo hay una escasa relación entre las turbulencias en las velocidades del viento. Ello se ilustra en la figura, que muestra la correlación entre velocidades de viento medidas al mismo tiempo en antenas meteorológicas ubicadas entre 0,1 y 1,4 Km especialmente considerando los cambios fijos (t < 1 min.), que pueden verse oscilando, la correlación es muy pequeña.

La experiencia danesa demuestra que las fluctuaciones de tensión debidas a la turbulencia del viento en la práctica no son un problema.

Corrientes activantes

Oscilaciones molestas por supuesto pueden resultar por caídas de voltaje causadas por corrientes activantes cuando se conecta la turbina eólica a la red.

Las primeras turbinas eólicas puestas en servicio en Dinamarca estaban directamente conectadas a la red cuando el generador inductivo alcanzaba la velocidad sincrónica. La corriente activante para formar el campo en el generador era de 5 – 8 veces la corriente nominal del generador. En estas conexiones automáticas puede a veces y con bastante frecuencia tener lugar, por ejemplo varias decenas de veces por hora, que ocurran fluctuaciones de voltaje inaceptables.

Para superar este problema, las turbinas eólicas están equipadas con un “encendido suave” electrónico. Este equipamiento eleva gradualmente el voltaje en los terminales del generador, y por ese camino limita la amplitud de la corriente activante a valores aceptables. En cada equipo, el voltaje se incrementaba durante un período de tiempo fijo. No obstante, si el período de tiempo era fijado muy corto, entonces habría sobrevelocidad en la turbina eólica antes del corte del interruptor.

En los equipamientos nuevos, una función limitadora de corriente es incorporada. El generador puede entonces ser conectado a la red antes de que la velocidad sincrónica sea alcanzada. Además, el equipo limita la corriente si el generador es usado como motor para el arranque de una turbina eólica que no está girando.

Es de esta manera posible reducir la corriente activante al mismo nivel que la corriente nominal del generador.

Esto significa que la corriente activante generalmente no es un problema. Cuando una cantidad importante de turbinas eólicas son instaladas, el arranque suave no es necesario para limitar las caídas de voltaje, cuando la potencia de cortocircuito en el punto de conexión es bastante alta para limitar el incremento de voltaje estacionario.

Funcionamiento durante cortocircuitos

En caso de falla de las tres fases en la red, los generadores asincrónicos solo alimentarán con corriente a la red en 2 – 3 períodos.

Normalmente esto no es un problema, pero podría ser suficiente para activar el contacto de arranque en el relé de sobrecorriente que protege al alimentador. Si el contacto de arranque, al mismo tiempo que los contactos en los relé de sobrecorriente en el otro alimentador MV de la salida de la subestación HV/MV, es usado como protección de barra colectora, las turbinas eólicas pueden normalmente significar una demora insignificante en la disipación de la falla en la barra colectora.

Si el parque eólico es conectado a un alimentador público MV con corte automático, ello no requerirá flujo de corriente suficiente extenso para hacer fallar el corte automático. La corriente activante después del corte o luego de la disipación de una falla en otro alimentador, no obstante, tiene una duración suficientemente larga para hacer caer la protección del alimentador, si se utilizan relé momentáneos. Ello presupone que la corriente nominal del parque eólico es más del 15% de la fija del relé. Una típica fijación de relé es a 480 A, lo que significa que una caída no necesaria puede ocurrir, si el parque tiene una potencia nominal de proximidades 1 – 1,5 MVA a 10 KV.

Para evitar esta situación, las turbinas eólicas deberán separarse de la red, cuando el voltaje cae significativamente debido a cortocircuitos cercanos, antes de que la red sea reenergizada.

En caso de falla de 2 fases en la red MV, una corriente de aproximadamente el triple de la corriente nominal de parque eólico será alimentada en la fase que no ha fallado del parque eólico. Como esta corriente va a fluir mientras persista la falla, ello podría conducir a una caída no necesaria del alimentador del parque eólico en caso de falla de algún otro alimentador de salida de la subestación HV/MV. Ello depende naturalmente del tamaño del parque eólico y de la selectividad entre los relé de sobrecorriente. El problema puede superarse utilizando un relé direccional de sobre intensidad de corriente el alimentador hacia el parque eólico, o utilizando relé de bajo en las turbinas eólicas.

Sistema de protección

Turbinas eólicas que utilizan generadores de inducción necesitan potencia reactiva. Es preferible que la potencia reactiva es producida en las turbinas eólicas individuales. De común acuerdo, los distribuidores en Dinamarca exigen que las turbinas eólicas estén equipadas con un capacitor, que se conecta o se desconecta simultáneamente con el generador.

Ha habido ciertas dudas en cuanto a que si turbinas eólicas equipadas con capacitores podrían energizar una sección de alimentador aislada o no. Ello no ha sido observado en la practica y es improbable que ocurra. Si el voltaje y la frecuencia se supone que están entre limites normales, debe existir un balance entre la producción y el consumo de potencia activa como así también de la potencia reactiva, pero ello es solo posible por escasos segundos a causa del inconstante viento.

Un problema más serio es el riesgo de sobrevoltajes generados por turbinas eólicas aisladas, antes de que se desconecten. Sobrevoltajes pueden ocurrir si al carga es menor que la potencia producida por las turbinas eólicas. En esa situación las turbinas eólicas se acelerarán y la frecuencia se elevará. El efecto de ello será que los generadores necesitarán menos potencia reactiva para recibir la excitación y los capacitores incrementarán la producción de potencia reactiva. Si la frecuencia continua elevándose, el generador se sobreexcitará y tendrán lugar los sobrevoltajes.

Sobrevoltajes dañinos pueden evitarse eligiendo un moderado grado de compensación y una desconexión fija de la red cuando el voltaje o la frecuencia están fuera de limites normales. En orden de encontrar valores de guía con períodos de demora aceptables, se han realizado test en campaña con una turbina eólica de 90 Kw, la cual estaba aislada con capacitor variable y una resistencia de carga variable. La misma turbina eólica ha sido modelada por un programa computado. Las figuras muestran algunos resultados

Voltaje del generador cuando una turbina eólica es aislada y sin al carga de la fuente. Un capacitor igual al consumo de potencia reactiva sin carga del generador es conectado a la turbina eólica.

Existió una razonablemente buena concordancia entre las simulaciones y las mediciones.

Esto significa que fallas en la red o trabajos de mantenimiento pueden motivar que las turbinas eólicas alimenten mejor en líneas largas y poco fuertes. Ello puede conducir a sobrevoltajes en las redes LV, si las turbinas eólicas no son desconectadas por relé de protección.

El voltaje del generador cuando una turbina eólica es aislada y sin carga de la fuente. Un capacitor igual al 150% del consumo de potencia reactiva sin carga del generador es conectado a la turbina eólica

Por ello, en caso de voltajes y frecuencias anormales, deberán desconectarse las turbinas eólicas de la red. La tabla muestra un ejemplo de las exigencias del sistema de protección para la desconexión de turbinas eólicas en la red danesa.

U<Un + 10%	T>10 s
U >Un + 10% U >Un + 6%	t>500ms t>60 s
F<47 Hz F>53 Hz	t> 0,3 s t>0,3 s

Ejemplo de exigencia de sistemas de protección para desconexión de turbinas eólicas

Otra conclusión es que las turbinas eólicas individuales no deberán ser compensadas en potencia reactiva en más que la absorción de potencia reactiva en operación ociosa (sin carga) para reducir sobrevoltajes en caso de desconexión de la turbina eólica de la red.

La figura siguiente muestra un esquema de un parque eólico equipado con condensadores para compensación de potencia reactiva en las turbinas eólicas individuales, con arranque suave y con sistema de protección.

Ejemplo de conexión de un parque eólico de 4,8 MW (12 x 400 KW) a la red MV. La planta esta equipada con condensadores para compensar la absorción de potencia reactiva de los generadores en operación ociosa. El equipamiento de arranque suave y el sistema de protección son también mostrados.

Ubicación óptima de turbinas eólicas dentro de un parque

Central Eólica CERRO ARENALES

Titular de la Central: PECORSA, formada entre:

• Cooperativa Eléctrica de Comodoro Rivadavia
• MICON Argentina
• IFU (Fondo de Industrialización para los países en vías de Desarrollo) de Dinamarca
• Lugar: Cerro Arenales, Comodoro Rivadavia, Provincia del Chubut
• Latitud: 45 47
• Longitud: 67 28
• Altura sobre el nivel del mar: 400 metros
• Velocidad media a la altura del rotor: 11 m/s
• Densidad media del aire: 1.178 kg./m³
• Potencia instalada: 500 kW
• Aerogeneradores tipo: MICON M530 - 250 kW
• Número de aerogeneradores: 2
• Diámetro de pala: 26 metros
• Altura del rotor: 30 metros
• Fecha de instalación: 19 de Enero de 1994

Producción mensual

Meses	Produc. kWh	Fact. Capac. %	Prod Acumul.
Enero	98886	63,39	98886
Febrero	159462	47,46	258348
Marzo	95874	25,77	354222
Abril	175374	48,72	529596
Mayo	176004	47,31	705600
Junio	135900	37,35	841500
Julio	140370	37,73	981870
Agosto	173034	46,51	1154904
Septiembre	217320	60,37	137224
Octubre	124806	33,55	1497030
Noviembre	146568	40,71	1643598
Diciembre	188760	50,74	1832358

Central Eólica CERRO CALIFORNIA

• Titular de la Central: COPELCO
• Lugar: Cerro California, Cutral Có, Provincia de Neuquén
• Latitud: 38 56
• Longitud: 69 15
• Altura sobre el nivel del mar: 620 metros
• Velocidad media a la altura del rotor: 7,2 m/s
• Densidad media del aire: 1.146 kg/m³
• Potencia instalada: 400 kW
• Aerogeneradores tipo: MICON M750 - 400/100 kW
• Número de aerogeneradores: 1
• Diámetro de pala: 31 metros
• Altura del rotor: 36 metros
• Fecha de instalación: 20 de Octubre de 1994

Producción mensual

Meses	Produc. kWh	Fact. Capac. %	Prod Acumul.
Octubre	37018	35,05	37018
Noviembre	85087	29,54	122105
Diciembre	100339	23,72	222444
Enero	80121	26,92	302565
Febrero	26272	9,77	328837
Marzo	73441	24,68	402278
Abril	48317	16,78	450595
Mayo	39258	13,19	489853
Junio	78519	27,26	568372
Julio	94078	31,61	662450

El aerogenerador tuvo una escasa producción debido a la caída de un rayo, que al penetrar por la línea, destruyó el transformador.

La ramificación producida por el fenómeno, dejó fuera de servicio a la planta eólica, desde el molino hasta la estación transformadora.

Las consecuencias producidas en la turbina eólica, fueron la destrucción de un flap de aspa, el controlador de la curva de potencia, la inutilización de la llave principal, en cuyos bornes de entrada se produjo un cortocircuito trifásico, la cual actuó protegiendo el sistema de operación y control.

Central Eólica de PUNTA ALTA

• Titular de la Central: CEPA
• Lugar: Balneario de Pehuen-Có, Punta Alta, Buenos Aires
• Latitud: 39 08
• Longitud: 61 33
• Altura sobre el nivel del mar: 10 metros
• Velocidad media a la altura del rotor: 7,3 m/s
• Densidad media del aire: 1.195 kg/m³
• Potencia instalada: 400 kW
• Aerogeneradores tipo: MICON M750 - 400/100 kW
• Número de aerogeneradores: 1
• Diámetro de pala: 30 metros
• Altura del rotor: 36 metros
• Fecha de instalación: 17 de Febrero de 1995

Producción mensual.

Meses	Produc. kWh	Fact. Capac. %	Prod Acumul.
Febrero	44870	42,49	44870
Marzo	42446	14,26	87316
Abril	38123	13,24	125449
Mayo	47043	15,81	172492
Junio	94705	32,88	267197
Julio	82262	27,64	349459

Central Eólica de TANDIL

• Titular de la Central: CRETAL
• Lugar: Ciudad de Tandil, Provincia de Buenos Aires
• Latitud: 37 13
• Longitud: 63 17
• Altura sobre el nivel del mar: 250 metros
• Velocidad media a la altura del rotor: 6,9 m/s
• Densidad media del aire: 1.169 kg/m³
• Potencia instalada: 800 kW
• Aerogeneradores tipo: MICON M750 - 400 / 100 kW
• Número de aerogeneradores: 2
• Diámetro de pala: 30 metros
• Altura del rotor: 36 metros
• Fecha de instalación: 26 de mayo de 1994

Producción mensual

Meses	Produc. kWh	Fact. Capac. %	Prod Acumul.
Mayo	16907	29,35	16907
Junio	187185	32,5	204092
Julio	164108	27,57	368200