Rumbos tecnológicos

ACCESO A LA RED DEL PARQUE EÓLICO ACHIRAS. ESTUDIO DE APLICACIÓN DEL CÓDIGO DE RED ARGENTINO

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Rumbos Tecnológicos 11 • Octubre 2019 – Septiembre 2020

Fecha de Recepción: 15 de Marzo de 2019 • Fecha de Aceptación: 11 de Julio de 2019

Lucero, Carlos A.; Manassero, Ulises*; Gaspoz, Pablo; Furlani, Rodrigo; Orue, Matías.

Universidad Tecnológica Nacional, Facultad Regional Santa Fe, Centro de Investigación en Ingeniería
Eléctrica y Sistemas Energéticos (CIESE), Lavaise 610, Santa Fe (CP3000), Santa Fe,
Argentina.
*Autor a quien la correspondencia debe ser dirigida. Correo electrónico: ulisesmanassero@hotmail.com

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Resumen

En Argentina, en los últimos cinco años, los programas de fomento al desarrollo de fuentes de generación renovable han permitido adjudicar 4500 MW de los cuales, el 56% de la potencia instalada corresponde a parques eólicos.
En este trabajo se analizan las condiciones eléctricas estáticas y dinámicas de acceso a la red del Parque Eólico Achiras, adjudicado en las rondas Renovar. Para tal fin, se ajustan los escenarios de demanda de la red con la inserción del modelo de parque eólico a analizar.
Se realizan simulaciones para determinar la clasificación del parque y obtener la curva de capabilidad del conjunto de aerogeneradores.
Luego, se calcula el generador equivalente y su posterior validación. Luego se realiza un análisis en régimen dinámico para evaluar el comportamiento del parque eólico en la red y construir su curva de inmunidad de tensión.
Finalmente, se analiza el aporte de corriente de cortocircuito del parque a la red para diferentes fallas simétricas y asimétricas simuladas, verificando la capacidad de ruptura admisible de los equipos eléctricos del sistema de potencia.
Los resultados demuestran que el Parque Eólico Achiras cumple con las normativas y puede ser puesto en servicio en la red de 132 kV con el agregado de bancos de capacitores shunt.
Palabras Claves: Parque Eólico, Fluctuación de potencia, Generador equivalente, Estudio dinámico, Low voltage ride through.

 

Abstract

In Argentina, in the last five years, programs to promote the development of renewable generation sources have allowed the allocation of 4500 MW, of which 56% of the installed capacity corresponds to wind farms.
This paper analyzes the static and dynamic electrical conditions of access to the Achiras wind farm network, awarded in the Renovar rounds. For this purpose, the demand scenarios of the network are adjusted with the insertion of the wind farm model to be analyzed.
Simulations are carried out to determine the classification of the park and obtain the capacity curve of the set of wind turbines. Then, the equivalent generator is calculated and its subsequent validation.
Then an analysis is made in dynamic regime to evaluate the behavior of the wind farm in the network and build its voltage immunity curve.
Finally, the contribution of short-circuit current from the park to the network is analyzed for different simulated and  asymmetric simulated faults, verifying the admissible breaking capacity of the electrical equipment of the power system.
The results show that the Achiras wind farm complies with the regulations and can be put into service in the 132 kV network with the addition of shunt capacitor banks.
Key-words: Wind Farms, Power fluctuation, Equivalent generator, Dynamic study, Low voltage ride through.

 

INTRODUCCIÓN

En la actualidad, el mundo vive un proceso de cambio de un modelo económico basado en una energía “ilimitada y barata” hacia un nuevo marco en el cual los recursos energéticos son limitados (Vigueras Rodríguez, 2008). En este nuevo contexto, el empleo de las energías renovables representa uno de los factores vitales, dado que pueden asegurar una producción de energía estable en el medio y largo plazo.
Dentro de estas alternativas renovables, la energía eólica se destaca por el crecimiento exponencial que ha experimentado en las últimas décadas y por la confianza ganada tanto del sector eléctrico como de la opinión pública (Kang, J., et al, 2010). Asimismo, con el tiempo el costo de producción de este tipo de energía se ha reducido considerablemente, pudiendo así competir en lugares de condiciones de viento favorables con otro tipo de fuentes de energía.
Gracias al rápido avance tecnológico que han tenido los aerogeneradores en las últimas décadas, es posible que en la actualidad se puedan incorporar a sistemas interconectados o sistemas aislados parques eólicos (PE) con un gran número de aerogeneradores y con una potencia instalada de hasta los cientos de megawatts.
Generalmente, la inserción de estos PE se localiza en regiones de baja densidad de demanda de energía, con redes radiales extensas, caracterizadas por ser de alta impedancia y bajo nivel de potencia de cortocircuito (Quintero Marrone, et al, 2008).
En este contexto, se advierten potenciales inconvenientes en el despacho de potencia del PE. Al tratarse de un recurso energético de tipo intermitente, ocurren importantes fluctuaciones de potencia a la salida del aerogenerador (Chun, W, et al, 2011). Ello repercute principalmente en redes débiles, donde dicha variabilidad en la inyección de potencia, se traduce en severas fluctuaciones de voltaje en la red. A nivel mundial, varios centros de I+D han realizado numerosos estudios estadísticos, con el objeto de inferir acerca de la probabilidad de ocurrencia y magnitud de las fluctuaciones de potencia en el PE, cuando se produce una variación brusca de la velocidad del viento, principalmente ráfagas y calmas (Gjukaj, A. et al, 2013).
En este trabajo, se propone una metodología para determinar la factibilidad de acceso a la red del PE Achiras, proyectado a instalarse entre las Estaciones Transformadoras (ET) 132/33/13,2 kV de Villa Mercedes y Rio Cuarto entre las provincias de San Luis y Córdoba. Las condiciones de conexión se verifican de acuerdo a los códigos de red vigentes establecidos por CAMMESA. Se determina el tipo de granja eólica que corresponde implementar y se realiza la curva de capabilidad del conjunto de generadores que forman el PE.
Se utiliza el concepto de generador equivalente y se simulan flujos de carga en estado estacionario para diversos escenarios de carga diaria y para fluctuaciones rápidas de potencia en el PE. Luego se efectúa un análisis de estabilidad de tensión y sobrecarga en elementos de la red, con motivo de evaluar el impacto del PE en las condiciones de operación del sistema.
Se estudia el desempeño dinámico del PE Achiras, para lo cual, a los fines de validar su modelo se analiza la respuesta de los modelos dinámicos del regulador de tensión, gobernador de velocidad y alternador del PE de acuerdo a la simulación de ensayos de respuesta de ambos controladores ante cambios en sus valores de consigna. Luego, se obtiene de la curva de inmunidad de tensión “voltage ride through” del PE según simulaciones dinámicas de diferentes tipos de fallas y
tiempos de despeje de las mismas en la red de acceso (asociados a las protecciones existentes en el equipamiento de la red de potencia).
Para concluir con el estudio, se verifica que en condiciones de contingencias sobre la red y ante la salida de servicio de algún componente de la misma, no se produzcan sobrecargas o niveles de tensión fuera del rango admisible ante la puesta en servicio del PE. A su vez, se comprueba que los niveles de potencia de cortocircuito ante el agregado de la nueva generación no excedan los valores de diseño del equipamiento eléctrico del sistema.

DESARROLLO

El proyecto del PE Achiras consta de 12 aerogeneradores de 4,2 MW cada uno de tipo 3 (generador asincrónico doblemente alimentado -DFIG-); totalizando una potencia nominal de 50,4 MW.
El PE se vinculará en 132 kV a la actual línea de alta tensión (LAT) de interconexión provincial Río Cuarto (Córdoba) – Villa Mercedes (San Luis).
Para la evaluación de su acceso a la red de transmisión se aplicó el código de red nacional vigente impuesto por CAMMESA (2012).
A continuación, se presenta la secuencia de actividades implementadas para el análisis de acceso a la red del PE Achiras en esta etapa del proyecto:
• Cálculo de las variaciones frecuentes de potencia de los aerogeneradores en el intervalo horario en base a los perfiles de vientos históricos de la región.
• Modelado detallado de la configuración del PE, individualizando cada aerogenerador y sus conexiones según datos del anteproyecto.
• Determinación del tipo de granja del PE (con o sin control de tensión) según restricciones del código de red impuestas para fluctuaciones de tensión ocasionadas por variaciones rápidas de potencia en el PE.
• Obtención de la curva de capabilidad del PE en el punto de conexión común (PCC) y evaluación de incorporación de equipamiento auxiliar en caso de requerir ajustes para cumplir con la curva exigida en el código de red.
• Cálculo del modelo de generador equivalente del PE a partir del procedimiento propuesto por el autor Muljadi (Muljadi et al., 2006) y validación del mismo según análisis comparativo de flujos de potencia en el PCC con el modelo completo del PE.
• Análisis del impacto del PE en la red según diferentes escenarios de demanda, para condiciones normales de operación y ante variaciones rápidas de potencia del PE.
• Determinación y parametrización del modelo dinámico para el generador equivalente calculado.
• Simulaciones dinámicas para evaluar la respuesta del PE ante diversas perturbaciones eléctricas analizadas.
• Obtención de la curva de inmunidad de tensión “voltage ride through” del PE según simulaciones dinámicas de diferentes tipos de fallas y tiempos de despeje acordes al nivel de tensión.
Verificación del cumplimiento de la curva limite tensión-tiempo exigida por CAMMESA en el Procedimiento Técnico Nº 4-Anexo J (CAMMESA, 2017).
• Obtención de la potencia de cortocircuito en barras del sistema con y sin el PE en servicio.
• Simulación de contingencias para situación de red N-1 y verificación de valores admisibles de los elementos componentes.

Descripción del PE Achiras y las redes de sub-transmisión modeladas.
El PE Achiras ha sido adjudicado en la licitación de Renovar 1.5 impulsada por el Ministerio de Energía y Minería de la Nación (2016). El mismo se instalará a 7 km al suroeste de la localidad de Achiras. El proyecto se conforma de doce aerogeneradores marca Enercon modelo E126 EP4 de 4,2 MW de potencia nominal, totalizando el PE 50,4 MW.
Por otra parte, la red de transmisión en 132 kV donde se pretende conectar el PE (ver Figura 1) presenta una topología anillada, con alimentación desde las ET 500/132 kV Luján y Almafuerte (ver Figura 2). Este anillo interprovincial totaliza niveles de demanda de aproximadamente 400 MVA para escenarios de pico de verano, siendo los centros de consumo más importantes la ET San Luis (115 [MVA]) y la ET Molinos (105 [MVA]), pues entre ambas representan más del 55% de la demanda del corredor.

 

Figura 1: Configuración espacial de los aerogeneradores en el PE.

Figura 1: Configuración espacial de los aerogeneradores en el PE.

 

Figura 2: Imagen satelital con identificación de las trazas del corredor anillado de 132 kV entre las provincias de Córdoba y San Luis

Figura 2: Imagen satelital con identificación de las trazas del corredor anillado de 132 kV entre las provincias de Córdoba y San Luis.

 

El subsistema fue modelado con el software de simulación de sistemas eléctricos de potencia PSSE, versión 34 universitaria (ver Figura 3). Fueron utilizadas sus herramientas de cálculo de flujo de potencia en estado estacionario, simulaciones dinámicas y cálculo de cortocircuitos.

 

Figura 3: Modelo del subsistema 500/132 kV de vinculación entre las provincias de San Luis y Córdoba. Escenario pico de verano 2018/2019

Figura 3: Modelo del subsistema 500/132 kV de vinculación entre las provincias de San Luis y Córdoba. Escenario pico de verano 2018/2019.

 

Consideraciones generales adoptadas para las simulaciones.
Para el modelado y las condiciones de operación admisibles de la red de subtransmisión, se adoptaron los siguientes supuestos:
• Adopción de los niveles de calidad del producto técnico exigidos en el Anexo 27 de Los Procedimientos de CAMMESA (CAMMESA, 2012).
• Adopción como límite de capacidad de transmisión de potencia de las líneas aéreas al límite térmico-mecánico impuesto por sus conductores.
• El límite admisible de condiciones normales de operación de transformadores de potencia (132/33/13,2 kV y 500/132/33 kV) corresponde a la capacidad nominal de la máquina, impuesta por el fabricante según su diseño.
• El PE se analiza con y sin sistemas de control de tensión. Según los Procedimientos de CAMMESA (CAMMESA, 2011) las plantas con control de tensión se denominan como Granjas tipo A y según Molina (2012), las mismas deben operar controlando tensión en el punto de conexión y tener una característica del diagrama P-Q tal que, a potencia máxima, exhiba
un factor de potencia 0,95 y la potencia reactiva, como mínimo, se mantenga constante para variaciones rápidas de las potencias activas entre 100% y el 20% de la potencia nominal (característica pentagonal). Por otra parte, las granjas Tipo B operan a factor de potencia constante (característica triangular) y la variación instantánea de la potencia se considera
desde su valor nominal a cero.
• Se utilizó el software PSS-E versión 34 universitaria para el modelado del sistema eléctrico de potencia, las simulaciones de flujos de carga y el estudio de estabilidad estacionaria de tensión.

RESULTADOS Y DISCUSIÓN

Verificación de la operación del conjunto de aerogeneradores del PE.
Con el PE entregando su potencia nominal y un modo de funcionamiento de control de tensión se analizan las tensiones en las barras del sistema en escenario de pico y valle verificando que no se generen tensiones inadmisibles. Como se ve en la Tabla 1, los perfiles de tensión se encuentran dentro del rango permitido de 0,93 a 1,07 para nodos de 33 kV y de 0,95 a 1,05 para nodos de 132 kV. Para ambos escenarios de demanda, la inserción del PE presenta variaciones marginales de los perfiles de tensión inferiores al 1,5% en todos los nodos de 33 y 132 kV, con respecto al caso Base.

 

Tabla 1: Tensiones en barras del sistema

 

Variaciones frecuentes de potencia del PE
Como es sabido, la potencia que genera un aerogenerador es principalmente función de la velocidad del viento, por lo tanto, para poder determinar estos valores es necesario conocer la curva de variación de la potencia en función del viento y los vientos de la zona. Para tal fin, se recurre al catálogo del fabricante que provee la curva de operación del aerogenerador presentada
en la Figura 4 y su ecuación (1) correspondiente al cálculo de la potencia generada en función a la velocidad del viento (v).

Donde la velocidad máxima de viento (vmax) admitida por el modelo de aerogenerador (cut off) es de 25 m/s, y siendo los coeficientes C y R obtenidos a partir de las ecuaciones (2) y (3) respectivamente.

Figura 4: Curva de operación del modelo de aerogenerador del PE Achiras.

 

Combinando la curva del fabricante y los perfiles de vientos registrados de un año de mediciones en la región a instalar el PE se obtiene la curva de potencia en un año de servicio. Luego, se calculan las máximas variaciones frecuentes horarias de potencia y según la aplicación del procedimiento de CAMMESA, se obtiene el valor correspondiente al percentil 95 para su posterior uso en los estudios de fluctuaciones de tensión debidas a variaciones rápidas de potencia en el PE.
En la Figura 5 se presenta el histograma de las variaciones de potencia frecuentes y la curva de probabilidad acumulada, donde se deduce que el 95% de las variaciones frecuentes de potencia del PE calculadas presentan porcentajes de fluctuaciones inferiores al 30,5%.

 

Figura 5: Histograma de variaciones de potencia frecuentes horarias.

Figura 5: Histograma de variaciones de potencia frecuentes horarias.

 

Determinación del tipo de Granja del PE.
Para el correcto diseño del PE es necesario conocer qué tipo de granja corresponde instalar de acuerdo a las condiciones de la red en la que se conecta. Para determinar esto, con el modelo de la red en condición de valle se inyecta la potencia nominal del PE con un factor de potencia de 0,95, se registran los valores de tensión en las barras y luego se desconecta el PE (variación de potencia del 100%), registrando nuevamente los valores de tensión en las barras de 132 kV aledañas.
Los resultados obtenidos de las simulaciones de flujos de carga para variaciones del 100% de la potencia inyectada a la red por el PE Achiras, muestran que las fluctuaciones de tensión reflejadas en los nodos de 132 kV adyacentes al PE resultan superiores al valor límite del 2% establecido por CAMMESA (ver Figura 6). Con ello, queda verificado que el PE Achiras corresponde al tipo de granja A, por lo cual debe disponer del equipamiento necesario para operar en modo control de tensión.

 

Figura 6: Fluctuaciones de tensión en barras según variaciones de potencia del 100% en el PE.

Figura 6: Fluctuaciones de tensión en barras según variaciones de potencia del 100% en el PE.

 

Obtención de la curva de capabilidad del PE en el PCC.
Según el código de red establecido por CAMMESA en su anexo 40 para PE (CAMMESA, 2011), los mismos deben operar de acuerdo a la curva de capabilidad dada por el tipo de granja asignada según los estudios de fluctuaciones de potencia. Para el caso puntual del PE Achiras, según los resultados obtenidos en el punto anterior, corresponde una granja de tipo A con una curva de forma pentagonal. Entonces, si bien el fabricante de aerogeneradores puede garantizar una curva de capabilidad acorde a las exigencias del código de red, luego, es necesaria la verificación del funcionamiento integral del PE dentro de la curva de capabilidad en el PCC, pues las pérdidas de potencia activa y reactiva internas (dadas por las impedancias de conexión entre los aerogeneradores) pueden modificar notablemente el desempeño del PE en el PCC.
Entonces, a los fines de verificar el comportamiento del conjunto de aerogeneradores en el PCC, se realizan simulaciones sucesivas de flujos de carga despachando los aerogeneradores a diferentes potencias activas y reactivas con el propósito de respetar la curva de capabilidad. En cada simulación se registran los valores de potencia activa y reactiva que entrega el PE al sistema en el PCC.
Los resultados presentados en la Figura 6, permiten inferir que el PE (curva continua con marcadores en forma de círculos) no cumple con la curva de capabilidad exigida por el código de red (curva con línea de trazos), destacándose un déficit de reactivo para la condición de despacho a factor de potencia 0,95 en el rango de operación entre 50-100% de plena carga.
Entonces, a los fines de que el PE cumpla con la curva de capabilidad exigida por el código de red, se propone la adición de un banco de capacitores de 6 MVAr a vincularse en la barra común de 33 kV del PE (ACHIRAS_33). Este módulo de compensación se corresponde aproximadamente con el mayor déficit de reactivo existente para la condición de plena carga, donde el PE debiera inyectar 16,57 MVAr y solo aporta 10 MVAr. En la Figura 7 se observa, en línea de trazo continua y marcadores en forma de cruz, la curva de capabilidad del PE con el agregado del banco de capacitores.

 

Figura 7: Curvas de capabilidad del PE con y sin capacitores.

 

Cálculo del modelo de generador equivalente del PE.
El código de red vigente exige el cálculo del generador equivalente del PE con su impedancia asociada de acuerdo a la configuración de los circuitos colectores serie y paralelo que conforman el conjunto de aerogeneradores.
La impedancia equivalente es obtenida a partir de las ecuaciones (4) y (5) propuesta por el autor Muljadi (Muljadi et al., 2006), representa el conjunto de aerogeneradores en los dos colectores serie (seis máquinas por colector) y, luego en paralelo. Estas ecuaciones están validadas por CAMMESA para su aplicación en módulos equivalentes de generación distribuida del SADI.

Siendo:
Zs: impedancia del colector serie
Zp: impedancia del colector paralelo
n: cantidad total de aerogeneradores del circuito
m: número de aerogeneradores de 1 a n.
Este método permite obtener un cálculo rápido y sencillo para predecir las pérdidas y el comportamiento
del PE proyectado con un buen nivel de confianza.
Los cálculos realizados dan como resultado una impedancia equivalente del PE de 0,010105+j
0,014805 [pu].

Validación de generador equivalente.
Se procedió a realizar nuevamente la curva de capabilidad del PE pero utilizando el modelo de generador equivalente. En la Figura 8 se observa que la diferencia con la curva realizada con el conjunto de aerogeneradores es despreciable.

 

Figura 8: Curvas de capabilidad del PE convencional y equivalente.

Figura 8: Curvas de capabilidad del PE convencional y equivalente.

 

Análisis del impacto del PE en la red para condiciones normales de operación y ante variaciones rápidas de potencia.
El modelo de generador equivalente desarrollado en el punto anterior se utiliza para verificar que la puesta en servicio del PE no genere inconvenientes en la operación del sistema para los diferentes escenarios probables de demanda, tales como niveles de tensión inadmisibles o sobrecargas en líneas o transformadores. Los resultados de las simulaciones evidencian que ante la puesta en servicio del PE a plena carga el subsistema mantiene niveles de tensión admisibles en todos sus nodos de 132 kV (ver Figura 9), así como también todas las LATs presentan niveles de carga aceptables (ver Tabla 2).

 

Figura 9: Curvas de tensiones en barras con generador equivalente y diferentes demandas.

Figura 9: Curvas de tensiones en barras con generador equivalente y diferentes demandas.

 

abla 2: RATE de las líneas del sistema

Tabla 2: RATE de las líneas del sistema

 

Luego, para la ejecución de las sucesivas simulaciones de variaciones rápidas de potencia del PE sobre la red, se utiliza el modelo de generador equivalente obtenido del PE y la variación frecuente de potencia calculada anteriormente.
Los resultados obtenidos presentados en la Figura 10 permiten inferir que las fluctuaciones de tensión ocasionadas por las variaciones rápidas de potencia del PE, se mantuvieron dentro de los límites admisibles, con valores inferiores al 2%, alcanzando variaciones máximas del 0,314%.

 

Figura 10: Fluctuaciones de tensión en barras de 132 kV ante variaciones rápidas de potencia en el PE.

Figura 10: Fluctuaciones de tensión en barras de 132 kV ante variaciones rápidas de potencia en el PE.

 

Parametrización de los modelos dinámicos.
Para el modelo del generador equivalente se utilizó el modelo de librería de PSS-E denominado WT3G1, para un generador de inducción doblemente alimentado, un control eléctrico WT3E1, modelo del sistema mecánico WT3T1 y control de Pitch WT3P1. La parametrización de estos modelos se encuentra en las Figuras 11 a 13.

 

Figura 11: Parametrización WT3G1.

Figura 11: Parametrización WT3G1.

 

Figura 12: Parametrización WT3E1.

Figura 12: Parametrización WT3E1.

 

Figura 13: Parametrización WT3T1 Y WT3P1.

Figura 13: Parametrización WT3T1 Y WT3P1.

 

Verificación de la estabilidad de los modelos dinámicos.
Se realizaron las verificaciones del comportamiento dinámico de los modelos propuestos para el PE. En la Figura 14 se presenta el comportamiento del PE ante un escalón en la referencia de tensión del mismo, donde se observa una respuesta estable y amortiguada en la tensión de salida de la máquina, alcanzando la nueva referencia en un tiempo prudencial con un acorde acompañamiento de la potencia reactiva. A su vez, se verifica que la potencia activa permanece constante ante esta variación.

 

Figura 14: Escalón de tensión 3% negativo.

Figura 14: Escalón de tensión 3% negativo.

 

Ante un cambio en la potencia activa entregada por el PE (Figura 15), la potencia reactiva inyectada se modifica para mantener la tensión constante, y luego de algunas oscilaciones alcanza un nuevo valor estable.

Figura 15: Escalón de potencia 2% negativo.

Figura 15: Escalón de potencia 2% negativo.

 

En la simulación de la conexión y posterior desconexión de un banco de capacitores de 3 MVAr en una barra cercana al PE, en este caso la barra de 132 kV de la ET Villa María, se puede apreciar en la Figura 16 cómo disminuye la potencia reactiva inyectada por el PE, con el objetivo de compensar el exceso de reactivo y a la inversa en el momento de la desconexión. A su vez, la potencia activa no presenta variación alguna.

 

Figura 16: Conexión de un banco de capacitores en barras de Villa María.

Figura 16: Conexión de un banco de capacitores en barras de Villa María.

 

Para verificar el comportamiento integral del modelo de la red bajo estudio se observa cómo se modifica la potencia activa y los ángulos rotóricos ante la desconexión del PE. Como se aprecia en las Figuras 17 y 18, luego de un tiempo donde se presentan algunas oscilaciones todas las máquinas vuelven a una condición estable.

Figura 17: Variación de la potencia activa ante la desconexión del PE.

Figura 17: Variación de la potencia activa ante la desconexión del PE.

 

Figura 18: Variación de los ángulos rotóricos ante la desconexión del PE.

Figura 18: Variación de los ángulos rotóricos ante la desconexión del PE.

 

Obtención de la curva de inmunidad de tensión (LVRT).
Los resultados de las fallas simuladas sobre la red se observan en la Figura 19. Dado que la tensión medida en el punto de conexión en todo momento se encuentra dentro de la zona admisible (línea oscura), puede inferirse que el PE se mantiene en servicio ante fallas en la red correctamente despejadas por sus protecciones.

 

Figura 19: Fallas en barras de 132 kV y 33 kV.

Figura 19: Fallas en barras de 132 kV y 33 kV.

 

Cálculo de potencias de cortocircuitos trifásicas con y sin PE.
El estudio de corrientes de cortocircuito tiene por objeto analizar la variación que provoca sobre el sistema y más precisamente sobre las potencias de cortocircuito, el ingreso de la nueva generación y cómo afecta en su área de influencia directa. Para esto se simulan distintos tipos de falla, en distintos escenarios; para valorar la variación de los niveles de cortocircuito y verificar que estas potencias sean acordes a los límites admisibles de los elementos del sistema.
Para realizar estas verificaciones, se configura al generador equivalente del PE con impedancias de cortocircuito muy elevadas y aportes fijos de las potencias activa y reactiva, asignando potencia activa nula y reactiva de 1,4 veces la potencia activa nominal, obteniendo una fuente de corriente reactiva constante de 1,4 veces la corriente nominal, que es el aporte máximo esperado de los inversores de los PE.
En este caso, se simulan fallas trifásicas en escenario de demanda de pico con y sin el PE Achiras. Los resultados de las simulaciones se muestran en la Figura 20, donde puede verificarse que el aporte del PE a las corrientes de cortocircuito no compromete los 5000 MVA de potencia de cortocircuito de diseño de los equipos eléctricos e instalaciones de 132 kV del sistema de potencia en estudio.
Las mayores variaciones porcentuales de las potencias de cortocircuito, con respecto al caso Base (del orden al 20 a 35%), se manifiestan en los nodos más cercanos al PE debido a la menor impedancia de las redes aledañas. Por otra parte, en los nodos más alejados del PE, tales variaciones en las potencias de cortocircuito resultan muy marginales con valores porcentuales del
orden al 5%.

Figura 20: Potencias de cortocircuito con y sin PE.

Figura 20: Potencias de cortocircuito con y sin PE.

 

Análisis de la red ante contingencias simples (Red N-1)
Este apartado tiene el objeto de analizar el impacto que provoca sobre el sistema de transporte y el área de influencia del nuevo proyecto, la salida de servicio de algún elemento importante del sistema. Para esto, se realizan estudios de flujo de carga donde se simula la falla de aquellos elementos que se identifican de interés dentro de la zona de influencia para verificar que se satisfagan los límites establecidos en Los Procedimientos de CAMMESA para estado de Alerta, los cuales contemplan:
• Niveles de tensión:
± 5 % para nodos de 500 kV.
± 10 % para nodos de 132 kV.
• Generadores operando dentro de su curva de capabilidad.
• Potencia transportada por las líneas de interconexión por debajo de la potencia máxima admisible (límite térmico, de estabilidad o confiabilidad).
Las contingencias planteadas para la red en estudio fueron:
• Salida de servicio LAT Río Cuarto – PCC Achiras.
• Salida de servicio LAT Río Cuarto – CT Maranzana 2.
Los flujos de potencia resultantes ante estas contingencias se pueden ver en las Figuras 21 a 24.
Con la salida de servicio de la LAT Río Cuarto – PCC Achiras y sin el PE en funcionamiento la red se encuentra en una situación en la cual no puede ser operable ya que se observan sobrecargas en varios elementos del sistema y niveles de tensión muy por debajo de los mínimos admisibles ocasionando demanda no abastecida (ver Figura 21). Con el PE Achiras en servicio, bajo el supuesto de funcionamiento a plena carga, el mismo contribuye a la normalización en las condiciones de operación de la red (ver Figura 22).

Figura 21: Salida gráfica de flujo de carga para falla en LAT Río Cuarto – PCC Achiras y sin PE. Escenario de pico de verano 2018/2019.

 

Figura 22: Salida gráfica de flujo de carga para falla en LAT Río Cuarto – PCC Achiras y con PE. Escenario de pico de verano 2018/2019.

Figura 22: Salida gráfica de flujo de carga para falla en LAT Río Cuarto – PCC Achiras y con PE. Escenario de pico de verano 2018/2019.

 

Por otra parte, la falla en la LAT Río Cuarto – CT Maranzana 2 no resulta tan severa como la contingencia analizada anteriormente. Para el caso Base, se presentan niveles de tensión en los nodos de 132 kV con valores mínimos del orden a 0,85 a 0,88 pu (ver Figura 23), que si bien no resultan admisibles, pueden llegar a mantener condiciones admisibles de operación en las redes de media tensión abastecidas por estas ETs gracias al margen de regulación de tensión, de por lo menos ±10%, existente en los reguladores bajo carga de los transformadores de potencia 132/33/13,2 kV. En este caso, el ingreso en servicio del PE Achiras mejora las condiciones de operación del subsistema, alcanzando niveles de tensión admisibles en todos los nodos, para condiciones de generación a potencia nominal del parque (ver Figura 24).

 

 

Figura 23: Salida gráfica de flujo de carga para falla en LAT Río Cuarto – CT Maranzana 2 y sin PE. Escenario de pico de verano 2018/2019.

Figura 23: Salida gráfica de flujo de carga para falla en LAT Río Cuarto – CT Maranzana 2 y sin PE. Escenario de pico de verano 2018/2019.

 

Figura 24: Salida gráfica de flujo de carga para falla en LAT Río Cuarto – CT Maranzana 2 y sin PE. Escenario de pico de verano 2018/2019.

Figura 24: Salida gráfica de flujo de carga para falla en LAT Río Cuarto – CT Maranzana 2 y sin PE. Escenario de pico de verano 2018/2019.

 

CONCLUSIONES

Los resultados obtenidos en el conjunto de simulaciones eléctricas realizadas en este trabajo permiten corroborar que el ingreso en servicio del PE Achiras no ocasiona perturbaciones en el sistema de transmisión de 132 kV al cual se vincula, cumpliendo todas las normativas impuestas por CAMMESA en sus Procedimientos.
Se desarrolló una metodología para evaluar el impacto de la inserción de generación eólica de acuerdo a la aplicación del código de red vigente con una posible replicación a otros proyectos de similares características; no solo en régimen estacionario sino también en régimen dinámico.
Se determinó también que la factibilidad de acceso del PE Achiras requiere la implementación de equipamiento auxiliar para control de tensión y la instalación de bancos de capacitores shunt de aproximadamente 6 Mvar para poder satisfacer correctamente los requerimientos de la curva de capabilidad exigidas por CAMMESA a este tipo de tecnología.
Las simulaciones se realizaron con el modelo detallado, y luego, constituido el generador equivalente se verificó el impacto de su inserción en la red en régimen estático y ante fluctuaciones frecuentes de potencia del PE para variaciones de velocidad de vientos de la zona.
El estudio dinámico arrojó como resultados que con los modelos dinámicos adoptados la red mantiene su estabilidad transitoria ante la modificación de algunas de sus condiciones de operación.
La puesta en servicio del PE presenta una gran ventaja sobre la red ante contingencias simples ya que la potencia que inyecta al sistema mejora los perfiles de tensión de los nodos más comprometidos, reduciendo los valores de energía no suministrada.

 

REFERENCIAS

CAMMESA (2012), Anexo 27: Reglamentación aplicable a la prestación adicional de la función técnica de transporte de energía eléctrica firme en el Mercado Eléctrico Mayorista, Pp: 1-12.

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