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UN I V E R S I D AD DE CH I L E FACULTAD DE CIENCIAS FÍSICAS Y MATEMÁTICAS DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
EVALUACIÓN DE LA INFRAESTRUCTURA ASOCIADA A ZONAS
DE DESARROLLO EÓLICO EN EL SECTOR NORTE DEL SIC
MEMORIA PARA OPTAR AL TÍTULO DE INGENIERO CIVIL ELECTRICISTA
NICOLÁS OSCAR CASTRO BIZE
PROFESOR GUÍA:
RODRIGO PALMA BEHNKE
MIEMBROS DE LA COMISIÓN: LUIS VARGAS DIAZ
CHRISTIAN SANTANA OYARZÚN
SANTIAGO DE CHILE AGOSTO 2007
RESUMEN DE LA MEMORIA PARA OPTAR AL TÍTULO DE INGENIERO CIVIL ELECTRICISTA POR: NICOLÁS CASTRO BIZE. FECHA: 29/08/2007 PROF. GUÍA: Sr. RODRIGO PALMA B.
EVALUACIÓN DE LA INFRAESTRUCTURA ASOCIADA A ZONAS DE DESARROLLO EÓLICO EN EL SECTOR NORTE DEL SIC
Hoy en día existen diversas empresas evaluando proyectos eólicos en Chile. Como es de esperar, su objetivo es desarrollar proyectos competitivos y rentables, por lo cual su búsqueda se centra en lugares que presenten un potencial del recurso y una infraestructura eléctrica tal que les permitan disminuir los riesgos y costos de sus proyectos.
Salvo excepciones, es probable que los proyectos en evaluación den cuenta de resultados locales, lo que no necesariamente se traducirá en el desarrollo de áreas y/o proyectos de gran envergadura para el país. Sin duda, proyectos exitosos aumentarán el interés por la energía eólica en Chile y acelerarán su penetración, pero probablemente, el enfoque privado persistirá, es decir, se escogerán proyectos donde las características de una buena infraestructura sea un factor importante de selección.
En este contexto, el objetivo central del trabajo de título es contar con un dimensionamiento preliminar de las adecuaciones a la infraestructura eléctrica que hacen posible el establecimiento de determinadas zonas de desarrollo eólico significativo en el sector norte del Sistema Interconectado Central (SIC), evaluando distintos escenarios de los posibles parques a construir, luego de un análisis del estado del arte de esta tecnología. El presente estudio cuenta con el apoyo de la Comisión Nacional de Energía (CNE) y la Agencia Alemana para la Cooperación Técnica (GTZ).
La metodología utilizada consiste en la realización de simulaciones sobre un modelo del Sistema Interconectado Central, mediante flujos de potencia lineal y AC, para múltiples escenarios, en base a proyecciones de generación y demanda. Los estudios específicos consideran distintas condiciones de demanda (24 por año), 48 hidrologías y el análisis de diversas contingencias. Asimismo, se integra al modelo los datos de la campaña de identificación de zonas con potencial eólico realizada por la CNE y GTZ, con el fin de poder evaluar los efectos de la variación de inyección de potencia eólica sobre el sistema. De este análisis se define la entrada de parques eólicos, con un total de 800 MW, en módulos de 50 MW a partir del año 2008. En cuanto a la caracterización del comportamiento eólico se utiliza la correlación entre las estaciones escogidas, lo que permite estimar su evolución horaria e incorporarla al sistema eléctrico en estudio. El modelo eléctrico creado para realizar las simulaciones de flujo de potencia, a base de la información de estudios tarifarios y bases de datos del Centro de Despacho Económico de Carga, posee 529 barras, 560 líneas y tiene resolución hasta los niveles de sub‐transmisión.
Los resultados muestran que los principales elementos afectados por la inyección de potencia adicional son las líneas del sistema troncal, responsables de los intercambios de energía a través del sistema. De acuerdo al plan de obras del escenario base, el sistema presenta situaciones de congestión a partir del año 2009. Asimismo, se detecta un alivio por períodos de algunas zonas del sistema producto de la reconfiguración de los flujos de potencia al operar los parques. El análisis de regulación de tensión indica que los parques no empeoran el perfil de tensiones en el sistema en la medida que presenten factores de potencia cercanos a uno en los puntos de inyección. La integración de 800 MW en el horizonte de evaluación 2008‐2011 requiere de aumentos de capacidad en 8 tramos de línea en el sistema de transmisión de 220 kV. Se concluye que las zonas de desarrollo eólico pueden integrarse de forma adecuada desde el punto de vista del régimen permanente si se incluyen y/o se amplían las capacidades de los elementos que constituyen el plan de obras sugerido en esta memoria. Como trabajo futuro se indica la realización de un estudio del comportamiento dinámico del sistema con la integración de los proyectos eólicos presentados.
3
Índice General 1. Introducción .......................................................................................................................................................... 6
1.1 Motivación .......................................................................................................................... 6
1.2 Objetivo General .................................................................................................................. 7
1.3 Objetivos Específicos .......................................................................................................... 7
1.4 Alcances ............................................................................................................................... 8
1.5 Estructura del trabajo ......................................................................................................... 8
2. Energía eólica para la generación eléctrica .......................................................................................... 10
2.1 Desarrollo de la energía eólica a nivel Mundial .............................................................. 10
2.1.1 Parques en Tierra más Grandes a Nivel Mundial .................................................................................11
2.1.2 Parques Eólicos en Chile y Proyectos Futuros ......................................................................................13
2.1.3 Dificultades que Enfrenta la Generación Eólica ....................................................................................13
2.2 Máquinas para la Generación Eólica ................................................................................ 15
2.2.1 Generadores de Inducción .............................................................................................................................16
2.2.2 Generadores Sincrónicos ...............................................................................................................................18
2.3 Aspectos de Evaluación y Pronóstico del Potencial Eólico ............................................ 20
2.3.1 Distribución del Viento ...................................................................................................................................20
2.3.2 Fórmula de Cizallamiento ..............................................................................................................................21
2.3.3 Pronóstico del Comportamiento Eólico ...................................................................................................21
2.3.4 Potencia Extraíble a partir del flujo eólico .............................................................................................23
2.4 Aspectos de infraestructura y desarrollo para un proyecto eólico ............................... 25
2.4.1 Impacto Ambiental ...........................................................................................................................................25
2.4.2 Propiedad del Terreno ....................................................................................................................................25
2.4.3 Estudio del Suelo ...............................................................................................................................................25
2.4.4 Distancia Mínima entre Turbinas ...............................................................................................................26
2.4.5 Red Eléctrica .......................................................................................................................................................26
2.4.6 Vías de Acceso al Sitio del Proyecto ...........................................................................................................26
2.5 Comportamiento Eléctrico ............................................................................................... 28
2.5.1 Flujos de Potencia .............................................................................................................................................28
2.6 Otras Herramientas de Análisis ....................................................................................... 30
2.6.1 Algoritmo de Agrupamiento o Clustering ...............................................................................................30
3. Posibles Zonas para el Desarrollo de Parques Eólicos ..................................................................... 31
4
3.1 Introducción ...................................................................................................................... 31
3.2 Selección de Sitios ............................................................................................................. 31
3.3 Estaciónes de Correlación: Punta Lengua de Vaca ......................................................... 34
4. Metodología de trabajo .................................................................................................................................. 36
4.1 Antecedentes Previos ....................................................................................................... 36
4.1.1 Planificación de Ingreso de Energía Eólica .............................................................................................36
4.1.2 Software de Simulación y Análisis de Sistemas de Potencia “DeepEdit” ...................................36
4.2 Descripción General .......................................................................................................... 41
4.3 Preparación de Sistema Eléctrico y Bases de Datos (Paso 1) ........................................ 44
4.3.1 Modelo del Sistema Eléctrico .......................................................................................................................44
4.3.2 Preparación de las Bases de Datos. ............................................................................................................44
4.4 Simulación DC del Sistema ............................................................................................... 46
4.4.1 Simulación DC del Sistema Sin Parques y Plan de Obras Base (Paso 2) .....................................46
Luego de corregir las congestiones, mediante el critrio de planificación expuesto, se vuelven a
simular los casos, para verificar que las correciones sean las adecuadas. ...........................................47
4.4.2 Simulación del Sistema con la Incorporacón de Parques Eólicos (Paso 3) ...............................47
4.4.3 Criterio de Planificación .................................................................................................................................49
4.5 Evaluación del Comportamiento Eólico a nivel horario (Paso 4) ................................. 50
4.5.1 Estimación de Perfiles de Potencia horaria ............................................................................................50
4.5.2 Transformación de Velocidad del Viento a Potencia Eólica ............................................................51
4.5.3 Generación y Evaluación de Perfiles de Potencia Eólica Representativos ...............................53
4.6 Evaluación Mediante Flujos de Potencia AC (Paso 5) .................................................... 53
5. Resultados ........................................................................................................................................................... 56
5.1 Sistema Eléctrico y Bases de Datos (Paso 1) .................................................................. 56
5.1.1 Sistema Eléctrico ...............................................................................................................................................56
5.1.2 Bases de Datos ....................................................................................................................................................59
5.2 Evaluación del Sistema sin Parques Eólicos (Paso 2) .................................................... 59
5.3 Evaluación del Sistema incorporando los Parques Eólicos (Paso 3) ............................ 60
5.3.1 Alivios e Inversiones de Flujos ....................................................................................................................63
5.4 Evaluación del Comportamiento Eólico a nivel horario (Paso 4) ................................. 64
5.4.1 Conjunto de Datos .............................................................................................................................................64
5.4.2 Proceso de Correlación y Resultados .......................................................................................................65
5.4.3 Predicción del Comportamiento Eólico ...................................................................................................71
5
5.4.4 Generación de Perfil de Potencia Diario Representativo .................................................................72
5.4.5 Evaluación Diaria Mediante Flujos DC y Curvas de Potencia ..........................................................74
5.5 Evaluación Mediante Flujos de Potencia AC (Paso 5) .................................................... 76
5.6 Resultados Finales ............................................................................................................ 80
6. Conclusiones ....................................................................................................................................................... 86
7. Referencias .......................................................................................................................................................... 89
8. Anexos ................................................................................................................................................................... 91 Anexo A: Resultados de las Simulaciones Anuales Mediante Flujos DC ................................................91
Anexo B: Resultados del Proceso de Correlación ............................................................................................91
Anexo C: Perfiles Generados de Potencia Eólica .............................................................................................91
Anexo D: Resultados de las Simulaciones Mensuales y Perfiles de Viento Diario .............................92
Anexo E: Resultados de las Simulaciones AC ....................................................................................................92
Anexo F: Rutinas Elaboradas en Matlab .............................................................................................................92
Anexo G: Macros en Visual Basic para MS Excel ..............................................................................................92
Anexo H: Figuras del Modelo Eléctrico ...............................................................................................................93
6
Capítulo 1
Introducción
1.1 Motivación
Diversas empresas se encuentran evaluando en Chile proyectos eólicos de generación eléctrica.
Como es de esperar, su objetivo es desarrollar proyectos competitivos y rentables, por lo cual su
búsqueda se centra en localizaciones que les permitan disminuir los riesgos y costos de los
proyectos: buen régimen de viento, buena infraestructura de caminos, red eléctrica cercana y
confiable, terrenos de bajo costo y sin grandes conflictos por el uso del suelo, de preferencia
cercanos a puertos, etc. Es bastante probable que varios de estos proyectos sean evaluados en
detalle y, al cabo de pocos años, algunos de ellos se materialicen.
Salvo excepciones, es probable que los proyectos en evaluación den cuenta de resultados locales,
no necesariamente extensivos a áreas mayores. La materialización de algunos de esos proyectos
permitirá ayudar a eliminar la barrera de la innovación que limita a la energía eólica en Chile, pero
no necesariamente se traducirá en el desarrollo de áreas y/o proyectos de gran envergadura para el
país. Sin duda que proyectos exitosos aumentarán el interés por la energía eólica en Chile y
acelerarán su penetración pero, el enfoque privado persistirá, es decir, se escogerán proyectos
donde una buena infraestructura ya existente sea, tal vez, el principal factor de selección.
Lo anterior excluye amplias zonas del país que pueden tener un potencial eólico significativo
(centenas a miles de MW de potencia eólica instalable) y otras características útiles a los proyectos
eólicos, tales como: zonas con pocas alternativas para el uso del suelo, bajo valor del mismo y
limitado impacto ambiental. Una mirada en la cual la disponibilidad de infraestructura sea incluida
no de una manera limitante y se identifiquen extensas zonas geográficas que a futuro puedan tener
un amplio desarrollo eólico, si se emprenden proyectos de envergadura que traigan asociado
economías de escala, puede abrir nuevas perspectivas para la energía eólica en Chile. Ello sin
descartar el espacio que las políticas públicas podrían asumir con la misma finalidad.
Con el objetivo de avanzar en la evaluación de las zonas descritas en el párrafo previo, la
Comisión Nacional de Energía (CNE) con la cooperación del Programa de las Naciones Unidas para
7
el Desarrollo (PNUD), y la Agencia Alemana de Cooperación Técnica (GTZ), se encuentra
desarrollando la “Campaña de Caracterización del Potencial Eólico en el Sistema Interconectado
Central”, mediante la cual se identificarán algunas zonas y se les evaluará con estaciones
meteorológicas. En una primera etapa se han identificado al menos tres zonas en el norte del
Sistema Interconectado Central (SIC), para las cuales se iniciará el monitoreo durante el mes de
abril de 2006. En etapas posteriores, se pretende realizar el mismo trabajo en la zona centro‐sur del
SIC. Como era de esperarse, las zonas identificadas tienen una infraestructura de caminos tan sólo
básica y las redes de transmisión o se encuentran alejadas o, probablemente, no tienen las
características necesarias para incorporar grandes bloques de energía intermitente.
1.2 Objetivo General
En el sentido señalado, el objetivo general del presente trabajo de título es contar con un
dimensionamiento preliminar de las adecuaciones a la infraestructura que hacen posible el
establecimiento de determinadas zonas de desarrollo eólico significativo en el SIC, evaluando en
forma preliminar distintos escenarios de los posibles parques a construir.
Asimismo, se busca disponer de un estudio preliminar de expansión de redes de transmisión y
subestaciones eléctricas que soporten la integración de los parques eólicos, considerando distintos
escenarios.
1.3 Objetivos Específicos
Los objetivos específicos de este trabajo se resumen en los siguientes puntos:
a) Disponer de una revisión del estado del arte, tanto de la tecnología de los aerogeneradores
como de la instalación y funcionamiento de parques eólicos.
b) Contar con escenarios esperados para el desarrollo de los parques en las áreas de interés,
especificando unidades a utilizar para su conformación (tamaño, potencia, tecnología).
c) Evaluar el impacto en las redes de transmisión de la operación hipotética de grandes
bloques de generación eólica, en forma consistente con un plan de desarrollo del sistema
eléctrico.
8
d) Dimensionar preliminarmente las adecuaciones a las redes de transmisión eléctrica, a través
de un análisis de tipo estacionario, que hagan posible el desarrollo completo del potencial de las
zonas en estudio.
1.4 Alcances
La zona a evaluar del Sistema Interconectado Central corresponde a la limitada al norte por la
barra Paposo 220kV y al sur por la barra Quillota 220kV.
Los estudios eléctricos a realizar serán preferentemente del tipo estacionario en régimen
permanente. No se considera una evaluación desde un punto de vista dinámico frente a posibles
perturbaciones del sistema (estabilidad transitoria, estabilidad dinámica).
Se considera que las zonas de desarrollo eólico a evaluar son conocidas y que la información
necesaria para su caracterización será provista por la Comisión Nacional de Energía. Cualquier otra
información sobre las características del comportamiento eólico será utilizada con el
consentimiento de la CNE.
Para la construcción del sistema eléctrico a simular se respetará tanto el plan de obras en
construcción y sugerido, como los datos de entrada que forman parte del Informe Final de Precios
de Nudo de Octubre 2006. Cualquier otro parámetro eléctrico de entrada necesario será obtenido a
partir de la información entregada por el Centro de Despacho Económico de Carga del SIC (CDEC‐
SIC). No se considera parte del estudio un análisis exhaustivo de las fuentes de datos y criterios
utilizados para la confección del plan de obras de transmisión del informe de precio de nudo de
octubre 2006.
1.5 Estructura del trabajo
El actual trabajo presenta la siguiente organización:
Capítulo 2: Consta de una presentación breve del desarrollo de la energía eólica y de los parques
eólicos más grandes realizados hasta hoy a nivel mundial. Luego se incluye, a modo de introducción,
la experiencia chilena tanto de instalaciones ya construidas como posibles proyectos, para tener una
noción de las cifras involucradas. A continuación, se clasifican y caracterizan las diversas máquinas
eléctricas involucradas en la generación de energía eólica. Finalmente, se describen los principales
9
modelos utilizados para la caracterización del viento y los modelos eléctricos que permiten la
evaluación y planificación de su incorporación a los sistemas de potencia.
Capítulo 3: Se describen las principales zonas de interés para el desarrollo eólico, ubicadas en el
sector norte del Sistema Interconectado Central (III y IV región), en términos de su ubicación y
caracterización del régimen eólico, que se utilizaron en este estudio. Además se describe la estación
de referencia para la predicción del comportamiento eólico en las zonas de interés.
Capítulo 4: En este capítulo se explica detalladamente la metodología de trabajo, los modelos
creados y los supuestos considerados.
Capítulo 5: Se presentan los resultados relevantes de cada una de las etapas de este estudio y se
realiza un análisis de los resultados, lo que sirve de base para la propuesta de un plan de expansión
de instalaciones.
Capítulo 6: Se presentan las principales conclusiones a partir de los resultados de los modelos
utilizados y se propone un plan de obras necesario para el funcionamiento adecuado de los
proyectos eólicos en régimen permanente. Además se propone un desarrollo futuro entorno al
tema.
10
Capítulo 2
Energía eólica para la generación eléctrica
2.1 Desarrollo de la energía eólica a nivel Mundial
Durante los últimos 25 años el desarrollo de la energía eólica ha realizado avances
considerables. A modo de ejemplo en el año 1980 las turbinas eólicas eran diseñadas para tener una
potencia instalada de 30 kW y las aspas tenían un diámetro de 12 m. Hoy en día las turbinas eólicas
se producen en un amplio rango desde los 1.000 hasta los 6.000 kW y sus aspas alcanzan un
diámetro de 125 m. Una turbina típica posee una torre de unos 80 m con una capacidad instalada
entorno a los 3 MW y con rotores con un diámetro entre 75 a 85 m [1].
A fines del 2005 existe un total de 59.000 MW de potencia instalada de generación eólica a nivel
mundial, lo que constituye un aumento del 24% comparado con el año 2004. Esto convierte a la
energía eólica en la energía con más alta tasa de crecimiento que registre la historia. Actualmente se
estima que existe una capacidad instalada de unos 61.500 MW a nivel mundial, lo que representa
aproximadamente un 1% de la capacidad mundial de generación de energía eléctrica [1].
La energía eólica, por lo tanto, se ha transformado de una tecnología “nicho” a una tecnología
principal capaz de competir con las tecnologías convencionales. Desde un punto de vista ambiental
la energía eólica es muy superior al resto de las energías de generación eléctrica, principalmente por
su nula emisión de CO2 [1]. En la figura 2.1 se pueden observar los principales países con desarrollo
eólico en el mundo [2].
11
Figura 2.1: Países con mayor potencia eólica instalada a nivel mundial (Fuente: Global Wind Energy Council. Global Wind 2006 Report)
2.1.1 Parques en Tierra más Grandes a Nivel Mundial
Los dos parques eólicos con mayor potencia instalada se encuentran en Estados Unidos y son los
siguientes:
a) Stateline Wind Energy Center: Se ubica en el noroeste los EE.UU. entre los estados de
Washington y Oregon. Tiene una capacidad instalada de unos 300 MW y consta de unas 450
turbinas Vestas V47 de 660 kW cada una. El proyecto tuvo un costo de unos US$300 millones
y entró en operación en el año 2001 [3].
12
Figura 2.2: Parque Eólico Stateline, Estados Unidos. (Fuente: Summary of Stateline Wind Project, Junio 2003)
b) King Mountain Wind Ranch: Se ubica en el estado de Texas y tiene una capacidad
instalada de 278,2 MW, consiste 214 turbinas Bonus 1300 de 1,3 MW cada una. Produce unos
0,75 TWh anuales. El proyecto se terminó de construir en diciembre del 2001.
Figura 2.3: Parque Eólico King Mountain Wind Ranch, Texas, Estados Unidos. (Fuente: www.pnm.com)
13
2.1.2 Parques Eólicos en Chile y Proyectos Futuros
A continuación se realiza una breve descripción de los proyectos de generación eólica existentes y
proyectados en el país.
a) Alto Baguales
El proyecto denominado Alto Baguales, se encuentra ubicado a unos cuatro kilómetros al norte
de Coyhaique. Este es un parque que consta de tres aerogeneradores, cada uno de 660 kW,
montados en torres de 45 metros de altura, su rotor tiene un diámetro de 47 metros y presenta un
factor de carga del orden de un 41%. Se encuentra conectado desde Noviembre del año 2001, al
Sistema Eléctrico de Aysén, a través de una subestación de enlace ubicada en el sector y una línea de
alta tensión en 33 kV. Para el sistema, éste representa aproximadamente el 10% de la capacidad de
generación total instalada [4].
b) Parque Eólico Chanco
Este proyecto, que está en una etapa de evaluación, se encuentra ubicado en la zona costera de
la VII región. Consiste en la instalación de 20 MW y actualmente en él se encuentra el primer
aerogenerador (150 kW) conectado al Sistema Interconectado Central.
c) Parque Eólico de Canela
Consiste en la instalación de once aerogeneradores con una capacidad de generación de 1,65 MW
cada uno, que inyectará un total de 18,15 MW al Sistema Interconectado Central, con una
generación media anual de 46629 MWh. Hoy en día este parque se encuentra en construcción y se
espera su entrada en servicio a fines de 2007.
2.1.3 Dificultades que Enfrenta la Generación Eólica
Existe una diversidad de problemas que esta tecnología presenta al tratar de introducirla en el
mercado de sistemas interconectados de generación [1], [5‐6]:
1) Se concibe a la energía eólica como una fuente de generación intermitente lo que
históricamente ha provocado que el mercado energético se comporte vacilante frente a su
14
integración y sospecha de efectos no deseados sobre la estabilidad del sistema. La energía eólica es
una fuente de energía variable, así como lo son otras variables de los sistemas eléctricos de
potencia, su grado de inyección a un sistema se puede predecir en gran mediada.
2) Sus costos de inversión son elevados en comparación con las tecnologías de generación
convencionales.
3) Comparado con tecnologías tradicionales de generación térmica o hidráulica, la tecnología
eólica, su aplicación y desempeño no son factores bien conocidos por las empresas que invierten en
los grandes sistemas. Consecuentemente, las empresas estarán menos dispuestas a invertir en este
tipo de tecnologías, sin la seguridad de que exista un registro o demostración de un proyecto
exitoso. Este fenómeno se ha visto en retroceso en los últimos años producto de los altos niveles de
penetración observados a nivel mundial y la experiencia ganada en la operación de grandes
parques eólicos.
4) No se cuenta con un registro preciso del potencial eólico. Los registros actuales se basan en
mediciones hechas con estaciones meteorológicas cuyo fin no es la determinación de un potencial
eólico, por lo tanto, pueden presentar variaciones en sus registros, que son muy relevantes para
una correcta determinación del potencial disponible.
5) No existe un mercado desarrollado de prestadoras de servicio en ámbito eólico.
Generalmente, luego de que se ha desarrollado un proyecto eólico con una capacidad de
generación significativa dentro de un sistema, se sigue una serie de inversiones y luego de un
periodo corto de tiempo, la tecnología de generación eólica se establece de manera importante
dentro del mercado de generación.
15
2.2 Máquinas para la Generación Eólica
La generación eólica ha logrado un alto nivel de desarrollo tecnológico en los últimos años en el
mercado mundial. Desde el punto de vista eléctrico, se debe notar que hay una variedad de
tecnologías que pueden transformar la energía del viento en energía eléctrica. Cada tecnología tiene
sus ventajas y desventajas, las cuales pueden afectar los rubros de la economía, de las características
eléctricas y de la eficiencia o flexibilidad. A continuación, se presenta una clasificación de las
distintas tecnologías y un análisis preliminar de sus características.
Las características eléctricas de los aerogeneradores, dependen principalmente del tipo de
generador usado para transformar la energía rotacional en energía eléctrica. Por otro lado, la
variante específica del generador influye en la flexibilidad con que se puede controlar la inyección
de energía, su calidad y especialmente, si el aerogenerador es una carga o fuente de potencia
reactiva. La figura 2.4 muestra los esquemas de las tecnologías identificadas en el análisis.
Figura 2.4: Tecnologías de generación eólica (fuente: Jens Bömer, “Integración De La Generación Eólica En La Red Eléctrica De Chile”)
16
2.2.1 Generadores de Inducción
Los generadores de inducción, así como otras máquinas eléctricas, constan de un estator y
un rotor. El estator posee bobinas reunidas en tres grupos o fases y necesitan ser alimentadas por
un sistema trifásico. La figura 2.5 presenta los principales elementos de un generador de inducción.
El rotor puede ser bobinado, permitiendo manipular sus características eléctricas, o de jaula de
ardilla, el cual consiste de barras conductoras paralelas y cortocircuitadas en sus extremos
mediante anillos conductores (ver figura 2.6).
Figura 2.5: Generador de Inducción (fuente www.sea.siemens.com).
Figura 2.6: Rotor tipo jaula de ardilla (fuente www.sea.siemens.com).
Al alimentar el estator se genera un campo magnético rotatorio, el cual induce fuerzas
electromotrices en el rotor, según la ley de Faraday, y es responsable de las corrientes que fluyen
por las barras del rotor o el embobinado. Esta corriente rotórica produce, a su vez, otro campo
magnético, propio del rotor y estático respecto de este. Tanto la corriente rotórica, como su campo
asociado, existirán siempre y cuando la velocidad de giro del rotor, y por consiguiente su campo,
Carcasa
Bobinas del Estator
Cables de Poder Eje
Rotor
Rodamiento
Ventilador
Anillo conductor
Eje
Rotor
Barras conductoras
17
sean distintas a la velocidad de giro del campo producido por el estator. Para cuantificar esta
diferencia en las velocidades de los campos se define el deslizamiento y es se calcula como:
(2.1)
Donde
‐ : Velocidad sincrónica o del campo del estator [rad/seg].
‐ : Velocidad rotórica o del campo del rotor [rad/seg].
En general, la máquina de inducción puede operar como freno, motor o generador dependiendo
de las magnitudes y direcciones de las velocidades de los campos ya mencionados. Para operar
como generador se debe accionar el rotor externamente para llevarlo a una velocidad mayor a la
sincrónica, de esta manera el campo magnético del rotor induce una corriente en el estator,
entregando energía eléctrica al sistema.
Los generadores de inducción son muy robustos y comparados con los generadores sincrónicos
generalmente son más baratos. Pero estas ventajas se ven negativamente afectadas por un control
de velocidad más difícil y la necesidad de potencia reactiva del sistema.
En el caso de un rotor bobinado existen las posibilidades de variar la resistencia del rotor, figura
2.4(c) o, lo que da más flexibilidad, la excitación forzada del rotor, figura 2.4(d). Para la excitación
del rotor independiente, si se trata de autoexcitación o excitación forzada, se necesita potencia
reactiva. Esta potencia reactiva se debe poner a disposición a través de condensadores o un
adecuado control de un inversor.
a) Acoplamiento Directo: El generador asincrónico directamente acoplado a la red, es la forma
de generación existente más simple. Este sistema se usa preferentemente para aerogeneradores con
una potencia pequeña de aproximadamente 100 kW. Su necesidad de potencia reactiva significaría
para equipos más grandes demasiados esfuerzos de compensación. Además, las perturbaciones
producidas por este sistema son altas, porque tanto un cambio en la velocidad del viento, como
vibraciones en el eje, se transformarían directamente en un cambio del flujo de la energía inyectada
a la red.
b) Con Circuito de Corriente Continua: Generador asincrónico acoplado a la red sobre un
rectificador, un circuito de corriente continua que sirve como almacenamiento y un inversor al lado
de la red, da la máxima flexibilidad y pocas perturbaciones en ésta. A través del control de la
18
frecuencia con que operan los convertidores, la velocidad de giro del sistema se puede cambiar en
un amplio rango, sin embargo, la aplicación de este sistema no es muy común, porque requiere
inversores de tamaño de la potencia nominal del generador. Inversores así son caros y un sistema
según el esquema (d) da las mismas características eléctricas con inversores más pequeños y por
esto, más económicas.
c) Deslizamiento Dinámico: A diferencia de los dos sistemas anteriormente presentados, el
generador asincrónico con deslizamiento dinámico 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 eficiencia del generador,
disminuyendo la corriente en el rotor y la interacción de los campos magnéticos del rotor y estator.
La baja interacción deja acelerar el rotor y por esto se puede controlar su velocidad de giro entre
cien y ciento treinta por ciento de la velocidad de giro sincrónica.
d) Doblemente Alimentado: Por último, un generador doblemente alimentado posee un rotor
excitado externamente a través de un inversor. Éste puede, tanto inyectar como extraer energía del
rotor, disminuyendo o aumentando la velocidad del giro del rotor. Gracias a la flexibilidad del
inversor, se puede compensar la potencia reactiva necesitada por el generador [7]. La velocidad de
giro se puede controlar en un rango entre ochenta y ciento veinte por ciento de la velocidad de giro
correspondiente a la red. El uso de este sistema es muy común, porque el convertidor requerido
sólo tendría una potencia de veinte por ciento de la potencia nominal del generador.
2.2.2 Generadores Sincrónicos
Los generadores sincrónicos se constituyen en base a un estator con bobinas trifásicas y un rotor,
lo cual puede ser del tipo imán permanente o de bobinas con excitación externa de corriente
continua. En ambos casos, a diferencia de los generadores asincrónicos, existe un campo magnético
estacionario en el rotor, independientemente de su velocidad de giro. La interacción entre este
campo y el del estator sólo deja que el rotor gire con la velocidad sincrónica, que depende de la
frecuencia de la red externa y la cantidad de polos en el estator. Un cambio en la carga del generador
no cambia esta velocidad de giro, pero sí cambia el ángulo que el rotor tenía anteriormente con
respecto al campo del estator.
Gracias al control de la corriente de excitación, un generador sincrónico tiene la posibilidad
de regular su potencia reactiva, la cual se puede inyectar o extraer de la red. Por otro lado, la
19
velocidad de giro da poca flexibilidad en el caso en que no se usen conversores para el acoplamiento
a la red.
e) Acoplamiento Directo: Generadores acoplados directamente a una red rectifican la corriente
del campo de la misma y la inyectan en el rotor. Esta inyección se puede realizar con el uso de
escobillas o de una máquina adicional. En el último caso, se impide un aumento del mantenimiento
que sea necesario si se usaran escobillas. Como consecuencia del acoplamiento directo, las
perturbaciones a la red son altas y la velocidad de giro del rotor no se puede cambiar. El uso de este
sistema es muy común para sistemas aislados.
f) Acoplamiento a Red de Corriente Continua: En este caso los generadores sincrónicos
energizan un sistema aislado en forma de corriente continua, que debe incluir un almacenamiento
en forma de una batería. La corriente del campo se saca de la red o a través de un rectificador del
sistema trifásico del generador. En este caso las perturbaciones a la red se pueden eliminar
completamente con el rectificador. Sistemas de este tipo se utilizan para sistemas de baja potencia
de aproximadamente 10 kW.
g) Con Circuito de Corriente Continua: Generadores sincrónicos acoplados a la red a través de
un rectificador, un circuito de corriente continua y un inversor tienen las mismas características que
en el caso (b), pero a diferencia de estos, no se necesitan condensadores para la compensación de la
potencia reactiva, incluso pudiendo exportar potencia reactiva al sistema [7]. Aunque se requieren
conversores de una potencia igual a la potencia nominal del generador, logrando la renuncia de la
caja amplificadora (que siempre es una parte sensible que aumenta el mantenimiento).
h) Con Imán Permanente e Inversor: Generadores sincrónicos con un rotor de imán
permanente en vez de bobinas, tienen la ventaja que no necesitan una excitación externa,
renunciando al esfuerzo de mantenimiento necesario. Por otro lado, no se puede controlar la
potencia reactiva generada por el generador. Es por esto, que se usa un inversor para el
acoplamiento a la red.
20
2.3 Aspectos de Evaluación y Pronóstico del Potencial Eólico
En esta sección se describen algunas funciones y métodos que se utilizan para estudiar el
comportamiento del viento y su aporte energético, que serán utilizadas para el desarrollo de este
trabajo.
2.3.1 Distribución del Viento
La función de distribución de probabilidad más utilizada para caracterizar la velocidad del viento
es la función de Weibull. La función de densidad de probabilidad de Weibull está dada por la
siguiente función [7‐14]:
⁄ (2.2)
donde
‐ k : Parámetro de forma.
‐ c : Parámetro de escala.
‐ v : Velocidad del viento [m/s].
Si k=2 la distribución de Weibull se conoce como distribución de Rayleigh [14]. En la figura 2.5 se
muestra la distribución de probabilidad de velocidad del viento para una distribución de Rayleigh
para distintas velocidades promedio.
Figura 2.5: Distribuciones de Rayleigh para velocidades promedio de 4 (rojo), 5 (azul), 6 (verde) m/s.
21
2.3.2 Fórmula de Cizallamiento
Si los datos del viento necesitan evaluarse a una altura distinta a la del sensor, se pueden
extrapolar mediante la fórmula cizallamiento [7‐10].
(2.3)
Los datos empleados son los siguientes:
‐ : Altura de referencia [m] (sensor de velocidad).
‐ : Clase de Rugosidad [m].
‐ : Velocidad del viento [m/s] a la altura de referencia.
La fórmula 2.3 se utiliza en el capítulo 5 para extrapolar las velocidades del viento a distintas
alturas, de tal manera que se lleven a cabo un conjunto de correlaciones, y así, poder predecir el
comportamiento eólico, como se describe en la siguiente sección.
2.3.3 Pronóstico del Comportamiento Eólico
Para poder estimar el comportamiento del viento en un sitio de interés, con el fin de desarrollar
de un proyecto eólico, se ha establecido en la industria un procedimiento estándar para proceder.
Este procedimiento de prospección eólica consiste en medir datos de viento en el sitio de interés
con equipos “adecuados” [15]. Generalmente se utilizan dos anemómetros de copa, tipo cónico, a
dos niveles de altura para medir la velocidad del viento y una veleta para indicar su dirección [15].
Para tener un grado de precisión adecuado, los datos a medir no deben corresponder a un período
inferior al de 6 meses [16]. A continuación, se realiza una correlación con una estación de medición
que contenga registros históricos de larga data (aprox. 10 años) y cuyas condiciones orográficas
sean similares a las del sitio de interés. Esta metodología se conoce como MCP por sus siglas en
inglés (Measure‐Correlate‐Predict) y se describe a continuación [16].
22
Metodología MCP (MeasureCorrelatePredict)
El método MCP consiste en tomar una serie de mediciones de velocidad y dirección del viento en
el lugar de interés y correlacionarlos con medidas de viento y dirección simultáneos realizados en
una estación meteorológica que tenga datos de largo plazo. Ambas mediciones deben tener la misma
tasa de muestreo.
El algoritmo más popular utiliza la regresión lineal mediante mínimos cuadrados para establecer
la relación entre la velocidad del viento en el sitio de interés y los datos medidos en la estación
meteorológica de largo plazo de la siguiente forma [16]:
(2.4)
Los datos son divididos en 12 sectores de 30° según su dirección y luego se calculan los
coeficientes y para cada sector. Como resultado de la correlación, también se rescata el
coeficiente de correlación ( ) el cual entrega el grado de bondad de la correlación [17]. La figura
2.6(a) muestra la relación entre los valores del coeficiente de correlación y la bondad de ésta, en
forma cualitativa.
(a)
(b)
Figura 2.6 a) Ejemplo de Correlación b) Grados de Correlación
23
2.3.4 Potencia Extraíble a partir del flujo eólico
Dentro de su región efectiva, el rotor de una turbina eólica absorbe energía a partir del flujo
eólico y por lo tanto, puede alterar su velocidad. La energía extraída a partir de un volumen de aire
de sección y velocidad lejano y barlovento con respecto a la turbina, la cual decae sotavento
a y con un ensanchamiento de la sección transversal a , se puede expresar como [7],
(2.5)
Por lo tanto, la potencia disponible en la turbina se puede expresar como
(2.6)
Figura 2.7: Flujo eólico entorno a un aerogenerador (Fuente: Grid Integration of Wind Energy Conversion Systems [7])
Un flujo de aire en la turbina con
(2.7)
Entrega en estado cuasi estacionario,
(2.8)
La absorción de potencia de un aerogenerador queda, por lo tanto, determinado el área efectiva ,
la velocidad del viento y por los cambios de estas cantidades en el campo de flujo del rotor.
24
De acuerdo a Betz [18], la potencia máxima que puede extraerse es
(2.9)
es obtenida cuando
y (2.10)
la razón entre absorbida por la turbina y la potencia de la masa de aire
(2.11)
bajo condiciones de flujo no turbulento en el aerogenerador define el coeficiente de potencia como
[7]:
(2.12)
Para los cálculos del presente estudio, la potencia eléctrica que se puede generar, dado un
régimen de viento conocido, se obtiene utilizando las curvas de potencia entregadas por distintos
fabricantes. La figura 2.7 muestra una curva de potencia típica de un generador Vestas V90, la que
corta su operación con vientos por sobre los 25 m/s.
Figura 2.7: Curva de potencia para un turbina Vestas V90 de 1,8 y 2,0 MW (fuente www.vestas.es).
25
De lo expuesto anteriormente resaltan dos hechos importantes:
1. Existe una relación cúbica entre la velocidad del viento y la potencia generada. Esto merece
un cuidado especial, ya que cualquier error en la medición del viento hace que varíe de gran
manera la estimación de la potencia disponible.
2. Existe un límite teórico en cuanto a la máxima potencia extraíble a partir del viento, este
corresponde a un 59,26%.
2.4 Aspectos de infraestructura y desarrollo para un proyecto eólico
Si bien no es parte del alcance de esta memoria un análisis detallado de los aspectos de
infraestructura general requerida para el desarrollo de proyectos de parques eólicos, en los
próximos puntos se comentan aspectos de interés a ser considerados en este contexto.
2.4.1 Impacto Ambiental
Los proyectos eólicos de gran envergadura están sujetos a estudios de impacto ambiental, para
evaluar una serie de factores del entorno que pueden ser afectados por su desarrollo, operación y
abandono. Entre estos factores se encuentran por ejemplo: la alteración al paisaje, la emisión de
ruidos, el impacto sobre flora y fauna, etc. En Chile existe el Sistema de Evaluación de impacto
ambiental (SEIA) creado en la Ley de Bases del Medio Ambiente de 1994. De acuerdo a esta ley, los
proyectos de generación eléctrica mayores a 3MW de potencia deben ingresar al SEIA.
2.4.2 Propiedad del Terreno
Sobre todo para proyectos que implican un uso de áreas extensas, la propiedad del terreno, sus
usos actuales y futuros juegan un rol importante. En muchos casos los terrenos agrícolas pueden
seguir siendo utilizados para esos fines a pesar de la instalación de las turbinas.
2.4.3 Estudio del Suelo
Este punto es de particular importancia en Chile debido a su condición sísmica e importante a la
hora de dimensionar las fundaciones de la torre que soportará la turbina. Existen casos en que el
terreno debe ser reforzado para que soporte la carga mecánica de las turbinas [15]. La carga que
imponen las turbinas generalmente es un dato que lo entrega el fabricante.
26
2.4.4 Distancia Mínima entre Turbinas
La distancia mínima entre turbinas depende de distintas variables como el régimen de viento, la
rosa de viento en el sitio y del tipo de turbina. Este dato puede ser entregado por el fabricante para
diversas condiciones del viento. En general las turbinas se disponen en hileras enfrentando la
dirección predominante del viento. La distancia entre turbinas de una misma fila generalmente
varía entre 2 a 4 diámetros de rotor y entre filas de 8 a 12 diámetros de turbina [14].
Figura 2.8: Distancia entre turbinas (Fuente: Patel Mukund R., Wind and Solar Power Systems, CRC Press, 1999)
2.4.5 Red Eléctrica
Idealmente la red eléctrica debiera estar cercana al sitio del proyecto debido al alto costo que
estas significan y las pérdidas que estas involucran. Idealmente la distancia máxima entre el sitio y
el punto de conexión a la red no debiera sobrepasar los 20 km [15]. Adicionalmente, la red existente
impone límites de potencia que deben ser estudiados.
2.4.6 Vías de Acceso al Sitio del Proyecto
Curvas: Las curvas de los caminos por donde se transporten los equipos, deben tener un radio de
curvatura apropiado para que el camión pueda virar sin problemas. Para resolver este problema se
propone utilizar el software Google Earth para observar la curvatura de los caminos y determinar su
ancho.
27
El elemento más problemático con respecto al radio de curvatura de los caminos son las aspas
del rotor debido a su gran longitud (30‐40m). Una solución geométrica simplificada de este
problema consiste en considerar un rectángulo inscrito dentro de una semi‐corona. Se propone
encontrar el radio r mínimo de curvatura teniendo como datos el ancho del camión a, el largo del
camión L y el ancho del camino A (ver figura 2.9).
Figura 2.9: Diagrama para la determinación del radio de curvatura mínimo
Las ecuaciones y relaciones relevantes para la solución del problema son las siguientes:
√ (2.13)
(2.14)
(2.15)
La ecuación 2.13 representa la semicircunferencia superior (borde externo del camino), la
ecuación 2.14 representa la recta que determina el borde externo del camión y la ecuación 2.15
representa la relación que se cumple entre los radios interno y externo y el ancho del camino. Se
puede observar que para /2 se intersecta la gráfica de la ecuación 2.13 con la de la ecuación
2.14 y por lo tanto se obtiene la siguiente igualdad.
(2.16)
28
Sustituyendo la ecuación 2.15 en la ecuación 2.16 se tiene que:
(2.17)
Despejando r se tiene la siguiente relación:
(2.18)
Mediante esta se puede evaluar cual es el radio mínimo necesario para que el camión quede
contenido dentro de la curva.
Ancho: Los caminos deben tener un ancho de unos 4 a 5 metros para permitir el paso de los
camiones con los equipos. Los equipos más anchos suelen ser los transformadores y la góndola de la
turbina.
Peso Máximo: Los caminos que se utilizan para el transporte de las turbinas deben tener la
capacidad de soportar el peso de sus componentes (aproximadamente 50 toneladas) [15].
2.5 Comportamiento Eléctrico
2.5.1 Flujos de Potencia
El flujo de potencia es la principal herramienta de análisis numérico en los estudios de sistemas
de potencia en estado estacionario. Es necesaria para la planificación, operación, programación
económica e intercambio de potencia entre centrales. Esta herramienta permite calcular, para un
sistema de potencia, la magnitud de la tensión y el ángulo de fase en cada barra. También permite
calcular los flujos de potencia activa y reactiva para cada rama de la red, así como sus pérdidas. El
sistema utilizado se supone en operación balanceada y se representa por una red unilineal.
En el presente estudio se utilizaron 2 “tipos” de flujos de potencia:
29
• Flujo de Potencia AC: Este permite hacer un análisis completo y detallado de las variables
de interés en régimen permanente como son el flujo de potencia activa y reactiva, las
pérdidas del sistema, las tensiones y ángulos en cada barra. En este caso las potencias
activas y reactivas inyectadas en una barra son respectivamente [19]
∑ | | (2.19)
∑ | | (2.20)
Donde y son las tensiones en la barras y respectivamente es el elemento , de
la matriz de impedancia nodal, es el ángulo asociado a , es el ángulo asociado a y
es el ángulo asociado a .
En este caso se definen 3 tipos de barras para cada barra del sistema:
1. Barra PV: Donde se pretende mantener fijos los valores de tensión y potencia activa.
Generalmente son las barras de generación.
2. Barra PQ: Donde se mantiene fijos los valores de la potencia activa y reactiva. Generalmente
son las barras de consumo.
3. Barra Slack o de Referencia: Barra especial que compensa la potencia del sistema y que fija
la referencia angular.
• Flujo de Potencia Lineal (o flujo de potencia DC): Corresponde a una simplificación del
algoritmo anterior tomando algunos supuestos básicos. Este calcula sólo el flujo de potencia
activa y computacionalmente opera más rápido. Asimismo requiere de una menor cantidad
de información sobre la red eléctrica, generalmente de difícil acceso. El flujo de potencia
activa entre una barra y una barra unidas por una reactancia es [20]
(2.21)
30
2.6 Otras Herramientas de Análisis
2.6.1 Algoritmo de Agrupamiento o Clustering
El clustering se puede considerar uno de los algoritmos más importantes dentro del aprendizaje
no supervisado. Su objetivo es encontrar una estructura dentro de una colección de datos no
etiquetados [21]. Corresponde a un proceso de organización de objetos en grupos, cuyos miembros
son similares entre sí.
Figura 2.10: Proceso básico de clustering o agrupamiento
En el caso de la figura 2.10 se pueden observar fácilmente 4 grupos o clusters, el criterio de
agrupamiento, en este caso, es la distancia: dos o más objetos pertenecen al mismo grupo, si ellos se
encuentran cerca de acuerdo a una distancia definida (en este caso distancia geométrica). Este
algoritmo será utilizado en la sección 4.5.3 para agrupar curvas de viento diarias, que sean
representativas para los distintos meses del año.
31
Capítulo 3
Posibles Zonas para el Desarrollo de Parques Eólicos
3.1 Introducción
El presente capítulo describe las características relevantes de las zonas que se utilizaron para
proyectar la instalación de parques eólicos. Además se describe las estaciones que se utilizaron para
extrapolar el comportamiento de los sitios seleccionados mediante el procedimiento MCP descrito
en la sección 2.3.3.
3.2 Selección de Sitios
La selección de los sitios para la instalación de los parques proyectados es resultado de una
campaña cuyo objetivo es la identificación de áreas favorables para proyectos de generación eólica,
encargada por la CNE. Gran parte de los datos de medición del comportamiento eólico utilizados en
el presente trabajo corresponden a los recolectados por la CNE dentro de esta campaña.
Figura 3.1: Detalle del resultado del modelo HIRLAM (High Resolution Limited Area Model), magnitud del viento a 10 m sobre el nivel del suelo. Colores indican magnitud del viento en m/s [9].
Dentro de los sitios estudiados por la CNE resaltan dos de ellos por su elevado régimen de
viento:
32
1. Loma del Hueso: Lugar ubicado en el extremo sur de la tercera región en una zona denominada Punta Choros. Entre septiembre y diciembre del 2006 registra vientos con una velocidad promedio
de 6,55 m/s a 20m de altura con dirección sur predominante. Estos datos fueron recolectados por
una nueva estación, instalada durante el 2006 y está ubicada a 28°54,5’ latitud sur, 71°27,0’ longitud
oeste. La figura 3.3 muestra su ubicación geográfica. A esta estación se le hará referencia, en lo que
sigue, como LH.
Figura 3.2: Distribución de frecuencia y Rosa de Viento para Loma del Hueso. Datos medidos entre 28/9/2006 y 12/20/2006 a 20 m de altura.
Figura 3.3: Imagen Satelital de la ubicación de Loma del Hueso. Zona en rojo representa estimación de área disponible para el desarrollo de proyectos eólicos. El anemómetro con fondo amarillo muestra la ubicación de la estación de medición. La línea blanca representa límite regional entre III y IV región.
Distribución de Frecuencia
33
2. La Cebada Costa: Esta corresponde a la zona costera de la cuarta región que se encuentra a unos
100 km al norte de Los Vilos. Entre junio y diciembre del 2006 registra un promedio de 5,5 m/s a
20m de altura con dirección SSO predominante. Estos datos fueron recolectados por una nueva
estación, instalada durante 2006 y está ubicada a 31° 1,9’ latitud sur, 71° 37,7’ longitud oeste. La
figura 3.5 muestra su ubicación geográfica. A esta estación se le hará referencia, en lo sigue, como
LCC.
Figura 3.4: Distribución de frecuencia y Rosa de Viento para La Cebada Costa. Datos medidos entre 3/6/2006 y 21/12/2006 a 20 m de altura.
Figura 3.5: Imagen Satelital de la ubicación de La Cebada Costa. Zona en rojo representa estimación de área disponible para el desarrollo de proyectos eólicos. El anemómetro con fondo amarillo muestra la ubicación de la estación de medición. Línea amarilla indica ruta 5 norte.
Distribución de Frecuencia
34
3.3 Estaciones de Correlación: Punta Lengua de Vaca
Como se menciona anteriormente, en esta sección se describe la zona donde están instaladas las
estaciones utilizadas para realizar las correlaciones necesarias extrapolar los datos de los sitios
seleccionados y así, poder completar la serie de datos recopilada en las zonas seleccionadas. Las dos
estaciones que se utilizan están emplazadas en una zona conocida como Punta Lengua de Vaca
(figura 3.6). Punta Lengua de Vaca posee un régimen de viento muy apropiado para el desarrollo de
proyectos eólicos pero, lamentablemente para estos fines, gran parte de ella pertenece a una zona
militar [1]. De aquí se recogen los datos de las dos estaciones de referencia, con el fin de contar con
las series de datos temporalmente correlativas a los datos registrados en Loma del Hueso y La
Cebada Costa.
Para correlacionar los datos obtenidos en La Cebada Costa, se utilizan los datos de la estación en
Punta Lengua de Vaca de la Universidad de Chile y que se encuentra a cargo del Sr. José Rutllant,
quien amablemente otorgó los datos.
Para correlacionar los datos obtenidos en Loma del Hueso se utiliza el registro entregado por la
CNE y corresponde a una estación de medición nueva en Punta Lengua de Vaca. Para diferenciar
estas estaciones, se denomina PLV1 a la estación de la Universidad de Chile y PLV2 a la estación más
nueva de la CNE. Las características de estas estaciones se describen a continuación.
a) PLV1: Estación meteorológica perteneciente a la Universidad de Chile a cargo del Sr. José
Rutllant. Se encuentra en la IV región, precisamente a 30,24° de latitud sur y 71,63° de
longitud oeste, a una altitud de 10 m.s.n.m. y cuyo anemómetro de copa se encuentra a
3,75m por sobre el nivel del suelo.
b) PLV2: Estación para la prospección eólica, instalada a fines del 2006 por medio de la CNE. Su
ubicación geográfica corresponde a los 30° 14,853' de latitud sur y 71° 37,724' de longitud
oeste. Se encuentra a una altitud de 53 m.s.n.m. y posee dos anemómetros ubicados a 10 y
20 m por sobre el nivel del suelo.
35
Figura 3.6: Imagen Satelital de la Bahía de Tongoy y Punta Lengua de Vaca. Los anemómetros con fondo amarillo muestran la ubicación de las estaciones de medición. Las líneas amarillas indican caminos y rutas principales.
Según los registros obtenidos entre 1990 y 2003 por la estación de la Universidad de Chile, esta
posee una velocidad promedio de 4,0 m/s a 3,75 m de altura. La figura 3.7 muestra su distribución
de Weibull y su rosa de viento.
Figura 3.7: Distribución de frecuencia y rosa de viento para Punta Lengua de Vaca. Datos medidos entre 1990 y 2003 a 3,75 m de altura [9].
36
Capítulo 4
Metodología de trabajo
4.1 Antecedentes Previos
Previo a la descripción de la metodología utilizada de este estudio es necesario hacer algunos
alcances respecto de la planificación de la probable inyección de energía eólica y una realizar
descripción de las herramientas de simulación utilizadas en este estudio.
4.1.1 Planificación de Ingreso de Energía Eólica
Para la realización de este estudio es necesario establecer límites y supuestos relativos al
probable desarrollo de los proyectos eólicos en las zonas destacadas. En conjunto con la Comisión
Nacional de Energía, se restringe el estudio de planificación al periodo de tiempo entre los años
2008 y 2011. Además, se propone por parte de la CNE, que cada parque aumente su capacidad
instalada en bloques de potencia de 50 MW, en forma semestral, en cada una de las zonas
seleccionadas. La tabla 4.1 muestra la evolución propuesta en el crecimiento de cada parque.
Tabla 4.1: Planificación de potencia instalada en cada parque eólico.
4.1.2 Software de Simulación y Análisis de Sistemas de Potencia “DeepEdit”
Para el desarrollo de este estudio se utiliza en software denominado DeepEdit, el cual permite
principalmente simular flujos de potencia mediante la incorporación, en forma gráfica, de los
elementos de una red unilineal y sus parámetros. La figura 4.1 muestra la ventana principal del
Año Mes Potencia Instalada [MW]Enero 50Julio 100Enero 150Julio 200Enero 250Julio 300Enero 350Julio 400
2008
2009
2010
2011
37
programa DeepEdit.
Figura 4.1: Ventana principal del software DeepEdit.
4.1.2.1 Flujos de Potencia DC
Las simulaciones de flujos DC realizadas en este estudio, se llevan a cabo mediante una
herramienta de DeepEdit llamada “Yearly Load Flow Statistics”, la que ejecuta una sucesión de
flujos de potencia DC para un año en particular. Esta permite la planificación eléctrica de un sistema,
ya que lo expone a un gran número de estados de operación probables. Así, es posible determinar,
por ejemplo, congestiones de potencia activa en las diversas ramas de un sistema y generar un plan
de obras consistente. Cada sucesión está compuesta por la búsqueda y carga de información del
despacho a simular, en una base de datos y su correspondiente simulación de flujo de potencia DC.
Esta sucesión de simulaciones esta estratificada como lo muestra la figura 4.2.
38
Figura 4.2: Diagrama de la estratificación del proceso de simulación.
Es así como cada despacho en particular corresponde a la siguiente fórmula:
° 1 1 (4.1)
Donde Ht es la cantidad de hidrologías, Bs es la cantidad bloques y las variables con subíndice i
corresponden al caso particular a simular. Como es de esperar:
1
1
1
Cabe mencionar que la función “Yearly Load Flow Statistics” permite seleccionar los despachos
límites entre los cuales calcula las estadísticas. Una vez ejecutada, genera tablas con las estadísticas
resultantes y gráficos bidimensionales. Por cada rama de la red, genera un gráfico (ver figura 4.3)
que muestra las potencias máximas en ambos sentidos de flujo, el porcentaje de flujo en cada
sentido y también el porcentaje de flujo nulo, cuando ocurre esta situación. En las ordenadas se
indica el porcentaje, donde el número total de simulaciones representa el 100%. Además, se
visualiza el límite máximo de operación cada rama, la potencia activa media y la desviación estándar
de los flujos simulados. Con estos resultados se puede observar si el elemento se congestiona bajo
un cierto escenario. Cuando eso ocurre el área roja supera alguno de los límites verdes. Además, en
39
las tablas generadas, se pueden buscar los despachos asociados a los eventos de congestión. Otros
fenómenos que se pueden observar es la inversión en los flujos y los posibles alivios frente a la
incorporación de algún proyecto.
Figura 4.3: Gráficos de distribución de flujos de una rama en particular.
4.1.2.2 Flujos de Potencia AC
Para la evaluación mediante flujos AC se utiliza la función de flujo de potencia AC, llamada “Load
Flow” del programa DeepEdit. Adicionalmente a esta herramienta fundamental, el software
DeepEdit permite observar, mediante la función “Voltage Level Visualization”, los niveles de tensión
en cada barra con una escala de colores. La figura 4.4 muestra un ejemplo de la aplicación de esta
característica.
Para poder observar el valor preciso de la tensión en una barra en particular, se debe realizar un
acercamiento (zoom in) a la barra que se desea analizar y el valor se presenta en su proximidad,
como lo muestra la figura 4.5.
La
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evalua
4.6.
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permiten
la figura
41
Los flujos de potencia AC entregan como resultado principalmente las tensiones y ángulos en las
barras, y las potencias activas y reactivas de cada rama. Para realizar el flujo AC, es necesario definir
información adicional que la necesaria para llevar a cabo los flujos de potencia DC, como las
consignas de tensión de los generadores, las derivaciones o taps de los transformadores, etc.
Figura 4.6: Ejemplo de reporte de resultados entregado por DeepEdit para las simulaciones AC.
4.2 Descripción General
Con el fin de facilitar la descripción de este estudio, se resume a continuación la metodología
propuesta en términos generales describiendo sus pasos. Además, la figura 4.7 muestra estos pasos
en un diagrama de flujo para su mejor comprensión.
Paso 1: Se prepara el sistema eléctrico a simular, incluyendo del plan de obras propuesto por la
CNE en generación y transmisión, según el informe de precios de nudo de octubre 2006. Además, se
utilizan los parámetros disponibles por el CDEC‐SIC, necesarios para completar el sistema eléctrico
y poder realizar los flujos de potencia DC. Se forman las bases de datos de simulación a partir de la
proyección de demanda y generación esperada para el período 2008‐2011.
42
Paso 2: Se evalúa la operación esperada sin la incorporación de los parques eólicos. En este paso
se detectan las congestiones de potencia activa para los elementos del sistema, evaluando con
criterio de seguridad N‐1, el sistema troncal en la zona de estudio (de Cardones 220kV a Quillota
220kV). En caso de ser necesario se modifica plan de obras de transmisión propuesto por la CNE, de
tal manera que no existan congestiones, de acuerdo al criterio de planificación establecido en la
sección 4.4.3. Este paso es necesario dado que el sistema simulado no necesariamente dispone del
mismo nivel de información que el utilizado para definir el plan de obras considerado como base.
Paso 3: En esta etapa se realiza la simulación del sistema adaptado, resultado del paso anterior,
incorporando los parques en las zonas propuestas. Luego se detectan las congestiones de potencia
activa en los elementos del sistema en la zona de estudio. Al igual que en el paso anterior se evalúan
con criterio de seguridad N‐1, el sistema troncal en la zona de estudio. En caso de ser necesario se
realizan las modificaciones, de tal manera que no existan congestiones, de acuerdo al criterio de
planificación establecido en la sección 4.4.3. La finalidad de este paso es proponer un plan de obras
que sustente de manera adecuada el nuevo ingreso de potencia eólica al sistema. Además, se
detectan los posibles alivios en las ramas del sistema y cambios en los sentidos del flujo de potencia.
Paso 4: A partir de los datos disponibles de las estaciones de medición en las zonas de interés, la
curva de potencia de un aerogenerador seleccionado y mediante el algoritmo MPC, se obtienen
curvas representativas de generación eólica a nivel horario, para los distintos meses del año, en
cada zona elegida. Esta información se introduce en nuevas bases de datos de generación y se
evalúan las líneas del modelo para los meses en que se producen congestiones, lo que resulta de la
evaluación del paso 3. Al sistema se incorpora el plan de obras propuesto en el paso anterior.
Mediante estas simulaciones se puede observar distintos escenarios de operación frente a la
variación horaria de los parques propuestos, en particular se tiene en observación el
comportamiento del sistema troncal del área de estudio comparándolo con el caso sin los parques.
Paso 5: En esta etapa se evalúa la zona de estudio del sistema mediante flujos de potencia AC.
Para esto se utiliza el sistema un sistema reducido que contiene sólo la información del área de
estudio. Se incluye el plan de obras que resulta del paso 3, además se incluyen los parámetros y
equipos, disponibles por el CDEC‐SIC, que permiten realizar los flujos de potencia AC. Sólo se
evalúan los meses del sistema en que producen congestiones para los distintos los elementos de la
red. Este paso permite sugerir elementos de compensación reactiva dentro de la red, de tal manera
de mantener las tensiones dentro del rango permitido y así sugerir un plan de obras completo de los
elementos necesarios para una operación efectiva en régimen permanente. Además, al incluir la
potenc
se con
cia reactiva e
gestione y se
Figura 4.7: Di
en el análisis
ea necesario
agrama gener
s y evaluar lo
ampliar su c
ral del método
43
os casos crític
capacidad.
o de solución d
cos del paso
del ingreso de
3, es posible
el potencial eó
e que algún e
lico en el nort
elemento
te del SIC.
44
En las siguientes secciones se describe cada paso en forma detallada.
4.3 Preparación de Sistema Eléctrico y Bases de Datos (Paso 1)
4.3.1 Modelo del Sistema Eléctrico
Para poder llevar a cabo las simulaciones con el software DeepEdit es necesario elaborar un
esquemático o diagrama del sistema interconectado central que represente sus elementos reales.
Con este fin, se toma como base el sistema utilizado dentro del marco de la realización del informe
final de precios de nudo de octubre del 2006. Como este sistema sólo presenta barras hasta 66kV, se
hace insuficiente para este estudio, por lo tanto, se utilizan las bases de datos del modelo que del
mismo informe a abril del 2005, el cual posee una resolución hasta sub‐transmisión (23kV). Con
esta información se modifica sólo la zona de estudio, incorporando nuevos consumos a la red y
redistribuyendo la demanda en forma proporcional, agrupada según la barra principal de referencia
de precios en cada sub‐zona.
Los parámetros de los elementos constituyentes de la red, necesarios para las simulaciones, que
no forman parte del informe de precios nudo de octubre 2006, se obtienen de las bases de datos del
CDEC‐SIC actualizadas al año 2007. Para el cálculo de las capacidades máximas de las líneas se
utiliza la fórmula 4.2.
√3 í (4.2)
Los valores de y í provienen de las bases de datos del CDEC‐SIC.
Para poder integrar los parques al sistema, se supone la instalación de nuevas subestaciones y la
sección de las actuales líneas de transmisión en los puntos de conexión más cercanos a los futuros
parques. Las nuevas subestaciones se llaman ficticiamente Los Choros 220 y La Cebada Costa 220.
4.3.2 Preparación de las Bases de Datos.
Para poder realizar las simulaciones DC no basta con la construcción de la red y la incorporación
de los parámetros de los elementos que la componen, además, es necesario conocer las demandas
en los puntos de consumo del sistema, y cómo se pondera la generación de las centrales que
45
abastecen tales demandas. Los datos de generación y demanda utilizados en este estudio,
corresponden a los generados en el contexto del Informe de Precios de Nudo de Octubre 2006.
Para poder utilizar tal información con el software DeepEdit es necesario adaptarlos y construir
nuevas bases de datos que soporten la estructura de la bases de datos de la función “Yearly Load
Flow Statistics”.
La estructura de la información de generación y demanda contenida en el informe de precios
nudo de octubre de 2006 es consistente con la función “Yearly Load Flow Statistics” de DeepEdit.
Esa estructura posee los 12 meses del año, 2 bloques de demanda mensual y un total de 48
hidrologías. El bloque 1 corresponde al de demanda baja y el bloque 2 al bloque de demanda alta.
Las hidrologías se componen por los registros de los afluentes del sistema en base a los años
hidrológicos entre abril de 1960 hasta marzo de 2005. Además, se incorporan 3 hidrologías
adicionales, más extremas, tal como indica el informe de precios de nudo de octubre de 2006. La
figura 4.8 muestra la energía de los afluentes del sistema para los años considerados y su
numeración correspondiente.
Figura 4.8: Energía de Afluentes del Sistema: representan primeras 45 hidrologías consideradas.
0
5,000
10,000
15,000
20,000
25,000
30,000
35,000
1) 6
0-61
2) 6
1-62
3) 6
2-63
4) 6
3-64
5) 6
4-65
6) 6
5-66
7) 6
6-67
8) 6
7-68
9) 6
8-69
10) 6
9-70
11) 7
0-71
12) 7
1-72
13) 7
2-73
14) 7
3-74
15) 7
4-75
16) 7
5-76
17) 7
6-77
18) 7
7-78
19) 7
8-79
20) 7
9-80
21) 8
0-81
22) 8
1-82
23) 8
2-83
24) 8
3-84
25) 8
4-85
26) 8
5-86
27) 8
6-87
28) 8
7-88
29) 8
8-89
30) 8
9-90
31) 9
0-91
32) 9
1-92
33) 9
2-93
34) 9
3-94
35) 9
4-95
36) 9
5-96
37) 9
6-97
38) 9
7-98
39) 9
8-99
40) 9
9-00
41) 0
0-01
42) 0
1-02
43) 0
2-03
44) 0
3-04
45) 0
4-05
GW
h
AÑO HIDROLÓGICO
Energía de Afluentes del SistemaSerie Histórica
46
4.4 Simulación DC del Sistema
En esta etapa se describen los procedimientos seguidos para la evaluación y planificación del
sistema mediante la simulación de flujos de potencia DC. Primero se lleva a cabo un conjunto de
simulaciones sin la incorporación de los parque proyectados y luego bajo su incorporación.
4.4.1 Simulación DC del Sistema Sin Parques y Plan de Obras Base (Paso 2)
En este paso se evalúa la operación esperada, sin la incorporación de los parques eólicos. Esta
etapa se lleva a cabo con la herramienta “Yearly Load Flow Statistics” y se utiliza la base de datos y
el sistema eléctrico resultado del paso 1. Así es posible detectar las congestiones de potencia activa
para los elementos del sistema. Mediante este paso se confecciona un plan de obras base para los
siguientes pasos y es necesario, dado que el sistema simulado no necesariamente dispone del
mismo nivel de información que el utilizado para definir el plan de obras considerado en el informe
de precios nudo de octubre de 2006.
El estudio de contingencias se lleva a cabo evaluado con criterio de seguridad N‐1 el sistema
troncal en la zona de estudio (de Cardones 220kV a Quillota 220kV). De manera práctica, esto se
lleva a cabo dejando fuera de servicio una de las líneas en paralelo de un circuito y realizando la
simulación. Las contingencias estudiadas se detallan en la figura 4.9 y tienen asociado un código
numérico, el cual será utilizado, para ahorrar espacio, en la exposición de los resultados en el
capítulo 5. Las congestiones se detectan y corrigen según el criterio propuesto en la sección 4.4.3.
Figura 4.9: Contingencias estudiadas sin la incorporación de los parques eólicos y sus código asociados.
47
Luego de corregir las congestiones, mediante el criterio de planificación expuesto, se vuelven a
simular los casos, para verificar que las correcciones sean las adecuadas.
4.4.2 Simulación del Sistema con la Incorporación de Parques Eólicos (Paso 3)
En esta etapa se incorporan al sistema eléctrico los elementos que resultan del plan de obras
modificado, resultado del paso 2, además se incorporan los parques al sistema, respetando el
ingreso de potencia acordado en la sección 4.1.1. En esta etapa se seccionan las líneas
correspondientes y se incluyen los nuevos puntos de inyección de energía eólica como se describe
en la sección 4.3.1. Por lo tanto es necesario, previo a realizar las simulaciones, modificar el modelo
y las bases de datos para que incorporen las nuevas modificaciones. En esta etapa los parques se
incorporan operando siempre a potencia máxima para exponer al sistema a toda su capacidad y así
realizar una planificación que sea capaz de soportar situaciones más extremas.
También se incluye un análisis de contingencias con criterio de seguridad N‐1 entre Cardones
220kV y Quillota 220kV. Específicamente las contingencias estudiadas para cada año, corresponden
a las que se muestran en la figura 4.10 y también tienen un código numérico asociado.
Figura 4.10: Contingencias estudiadas con la incorporación de los parques eólicos y sus código asociados.
48
Una vez realizadas las modificaciones se simula el modelo, con el fin de detectar los elementos
que se congestionen y su despacho asociado. Las congestiones se detectan y corrigen según el
criterio expuesto en la sección 4.4.3. Luego de corregir las congestiones, mediante el criterio de
planificación expuesto, se vuelven a simular los casos, para verificar que las correcciones sean las
adecuadas. Este paso permite la creación de un plan de obras propuesto que sustente de manera
adecuada el ingreso de la energía eólica al sistema de estudio.
Dentro de este paso se contrastan las situaciones con y sin los parques para detectar posibles
alivios e inversiones de los flujos de potencia. Los alivios se definen cuando los flujos de potencia DC
para una cierta rama cambian, de tal manera que los flujos máximos se encuentren más alejados sus
límites. Las inversiones del flujo se definen observando las figuras resultado de las simulaciones de
flujo de potencia DC, si el flujo de una rama originalmente se dirige más de un 50% en cierto sentido
y luego de incorporar los parques eólicos esto se invierte, siendo más de un 50% en el sentido
opuesto, se define una inversión. A modo de ejemplo, la figura 4.11 muestra un alivio y una
inversión como recién descritos.
Figura 4.11: Situaciones de alivios e inversiones de flujo.
49
4.4.3 Criterio de Planificación
A continuación, se mencionan los principales criterios utilizados en el ejercicio de planificación
realizado en este trabajo.
Para generar el plan de obras propuesto se observan y detectan los elementos del sistema que se
congestionen, en la zona de estudio, para cada proceso de simulación. En caso de existir una
congestión se aumenta la capacidad del elemento. En caso de ser una línea la que se congestione, se
incorpora una línea adicional con las mismas características de la original y para el caso de los
transformadores se reemplaza por un equipo tal que soporte la capacidad máxima simulada. Este
criterio de planificación es adecuado en estructuras radiales longitudinales como las estudiadas.
De manera más detallada y siguiendo el criterio recién expuesto, el proceso de corrección del
sistema y generación de un plan de obras tentativo, se lleva a cabo como se describe a continuación.
Se observa el conjunto de figuras generadas por las simulaciones de flujo de potencia DC, en la zona
de estudio, para confirmar si una determinada rama se congestiona. Si la rama se congestiona se
registra el año correspondiente y bajo que contingencia ocurre tal congestión. Una vez realizado
este proceso se busca en las bases de datos, de los resultados de simulación, el despacho que
provoca la máxima congestión de la rama y el despacho que provoca su primera congestión. El
primer despacho que causa la congestión se registra para tener un punto de partida para corregirla
y el máximo se registra con tal de conocer sus características, es decir, en que mes, bloque e
hidrología se produce.
Luego se corrigen las congestiones partiendo por su primera congestión. Se comienza corriendo
el sistema troncal (220kV) de la zona de estudio, ya que una mejora en el sistema de 220kV, puede
causar alivios en circuitos de menor tensión que corran en paralelo al de 220kV. A continuación,
minuciosamente se observan los despachos de las ramas de menor tensión y progresivamente se
van corrigiendo sus congestiones. En esta etapa es importante el registro de las características de la
primera y máxima congestión, ya que como se menciona, la corrección del sistema de 220kV, y
cualquier otra modificación, causa una reconfiguración de los flujos de potencia y puede causar
alivios en ramas del sistema que originalmente se congestionen o desplazamientos temporales de
tales congestiones. Como se tiene registro de las características de los despachos, previo a cualquier
modificación, es posible determinar con mayor facilidad si la congestión original persiste o si se
desplazó en el tiempo. Terminado este proceso de corrección de todo el sistema, se realizan
nuevamente el conjunto de simulaciones de flujo de potencia DC a modo de confirmar el
50
procedimiento recién descrito. En caso de encontrar errores, se identifica y se vuelve a iterar.
Finalizado este proceso se confecciona un plan de obras relativo a la simulación de flujos DC. Este
procedimiento es equivalente para la generación del plan de obras base (paso 2) y el plan de obras
con la incorporación de los parques (paso 3).
4.5 Evaluación del Comportamiento Eólico a nivel horario (Paso 4)
En esta etapa se describe la metodología necesaria para la estimación de la generación eólica a
nivel horario en las zonas de interés y su operación en el sistema modelado. El comportamiento
eólico a nivel horario será estudiado sólo dentro de los meses para los cuales se presentan
elementos congestionados, detectados en el paso anterior. Esta etapa se diseña para permitir
observar el comportamiento del modelo eléctrico en estudio, frente a la variación de inyección de
potencia eólica a nivel horario.
4.5.1 Estimación de Perfiles de Potencia horaria
Para la estimación de los perfiles mensuales de generación eólica se utiliza el método MCP
descrito en la sección 2.3.3. En la figura 4.10 se exhiben las etapas para la obtención y selección de
las curvas de potencia diarias representativas de un mes. Dentro del diagrama general de
metodología, exhibido en la figura 4.7, corresponde al primer bloque del paso 4.
En primera instancia se realiza el proceso la correlación. De acuerdo con la CNE se usan los
registros de Punta Lengua de Vaca para realizar la correlación con los registros de las zonas
seleccionadas.
En este estudio se realizan dos procesos independientes de correlación:
a) Entre Punta Lengua de Vaca y Loma del Hueso: ambos conjuntos de datos son
proporcionados por la CNE.
b) Entre Punta Lengua de Vaca y La Cebada Costa: los datos de Punta Lengua de Vaca
pertenecen a la estación meteorológica de la Universidad de Chile y fueron proporcionados
gentilmente por el Sr. José Rutllant, los datos de La Cebada Costa son proporcionados por la
CNE.
51
Una vez realizadas las correlaciones se utilizan sus resultados para proyectar o predecir el
comportamiento del viento en base a los registros de la estación Punta Lengua de Vaca entre 1990 y
2003. Dado que existe falta de información dentro del período 1990‐2003, sólo se consideran los
meses cuya información se encuentra completa.
Figura 4.10: Diagrama que muestra los pasos utilizados para generar las curvas de generación diaria de un mes en particular.
El detalle respecto del conjunto de datos y su procesamiento para llevar a cabo la correlación y
proyección de la información se presenta en el capítulo de resultados.
4.5.2 Transformación de Velocidad del Viento a Potencia Eólica
Como es de interés observar el efecto que producen los parques eólicos a nivel horario, la
información de velocidad del viento generada mediante la correlación se transforma en potencia,
mediante la curva de potencia de un generador dado y luego se promedia a nivel horario.
52
Es importante precisar que las curvas de potencia dependen del valor de la densidad del aire en
el sitio donde se instalará el parque. En el caso de este estudio y de común acuerdo con la CNE, el
valor que se utiliza para la densidad del aire es de 1,225 kg/m3, valor estandarizado en la industria
para generar las curvas de potencia de los aerogeneradores. De todas maneras la densidad del aire
estimada para estas zonas es cercana a ese valor. En caso de existir una diferencia con la densidad
real mediada en los sitios de interés, la dependencia es sólo lineal y finalmente los perfiles de
potencia que son utilizados se escalan a los bloques de potencia instalada, que se proponen en la
tabla 4.1.
Para la construcción de los perfiles de potencia horario se escoge la curva de potencia del
aerogenerador Enercon E82 de 2MW, ya que está diseñado para el régimen de viento disponible en
las zonas seleccionadas. Según lo observado en el estado del arte, la elección entre un generador de
inducción doblemente alimentado o un generador sincrónico como el Enercon E‐82 no presenta
mayores diferencias desde el punto de vista del régimen permanente, mientras no se excedan sus
capacidades aportar potencia reactiva al sistema a cual se conecta.
Figura 4.11: Curva de potencia del aerogenerador Enercon E‐82.
Para transformar las series temporales de velocidad del viento en series temporales de potencia
primero fue necesario proyectar la velocidad del viento a la altura del aerogenerador seleccionado.
0
500
1000
1500
2000
2500
0 5 10 15 20 25 30
Potencia Gen
erada
[kW]
Velocidad del viento a la altura del buje [m/s]
Curva de Potencia Aerogenerador Enercon E‐82
53
4.5.3 Generación y Evaluación de Perfiles de Potencia Eólica Representativos
Luego de transformar los datos a niveles de potencia, se agrupan los perfiles diarios en forma
mensual y se selecciona un perfil representativo del mes mediante un análisis de Clustering. Por
ejemplo, para estimar en Loma del Hueso el comportamiento de inyección de potencia de un
aerogenerador en un día “típico” del mes de Marzo, se seleccionan todos los perfiles diarios de los
meses de marzo proyectados entre 1990 y 2003 y se procesan mediante Clustering para generar
uno representativo.
Los perfiles de potencia generados se ponderan según el nivel de potencia proyectado en la tabla
4.1 y luego se ingresan a las bases de datos de simulación del sistema para así poder estimar el
comportamiento del sistema con los parques a nivel horario.
Como no se puede identificar con certeza a que bloque de demanda corresponde cada hora de
generación eólica, se tiene como grado de incertidumbre el que se simulen ambos bloques, y para
hacer el análisis más general se incorporan además las 48 hidrologías. Es así, como las nuevas bases
de datos incorporan esta nueva información.
En esta etapa también se utiliza la función “Yearly Load Flow Statistics”, pero manteniendo el
mes a simular fijo, se varían las hidrologías y los bloques de demanda. En cuanto a las hidrologías se
simulan 48 por cada hora de generación, por lo tanto el conjunto total de hidrologías es 48 × 24 =
1152. Es así como el número total de flujos de potencia DC y equivalentemente el número de
despachos es de 1152 por cada bloque, es decir, 2304.
4.6 Evaluación Mediante Flujos de Potencia AC (Paso 5)
En esta etapa se estudian sólo las etapas críticas que resulten del paso 3, es decir aquellas que
causen congestiones en los distintos elementos del sistema.
Para simular los flujos AC, mediante la función “Load Flow”, se utiliza un sistema simplificado en
base al sistema que contiene el plan de obras generado en el paso 3. Este sistema simplificado se
construye eliminando todo los elemento que no constituya la zona de estudio (ver sección 1.4) y se
configura a la barra Quillota 220kV como la barra Slack o de referencia. La línea Quillota – Casas
Viejas 110kV, que cruza la frontera definida por el modelo simplificado, se modela para cada
54
despacho a simular, como una carga, en el caso que la dirección del flujo sea desde Casas Viejas
110kV hasta Quillota 110kV y como un generador, en caso de que la potencia fluya en dirección
contraria, esto en base al resultado del modelo completo.
Los generadores eólicos se operan a potencia máxima y se modelan como barras PQ, suponiendo
que tienen la capacidad de ajustar su factor de potencia reactiva [7], [22]. Esta es una característica
que pueden alcanzar los aerogeneradores de gran tamaño que existen hoy en día en el mercado, de
hecho, y gracias a la electrónica de potencia y las técnicas de compensación reactiva, pueden regular
los reactivos de manera similar a un equipo de compensación reactiva [7]. Por lo tanto, se impone
que los parques operen con factor de potencia unitario.
En el modelo se incluyen los principales elementos que manejan los reactivos del sistema como
reactores, bancos de condensadores y compensadores estáticos de reactivos (C.E.R), esta
información se recupera a partir de las bases de datos del CDEC‐SIC disponibles en su sitio web.
La finalidad de esta etapa es observar si algún elemento se congestiona al incluir reactivos, y
sugerir la incorporación de equipos que permitan manejar las tensiones de las barras tal manera de
mantenerlas dentro de los márgenes que impone la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de
Servicio. La norma vigente [23], en su artículo 5‐21 establece lo siguiente:
“El SI deberá operar en Estado Normal con todos los elementos e instalaciones del Sistema de
Transmisión y compensación de potencia reactiva disponibles, y suficientes márgenes y reserva de
potencia reactiva en las unidades generadoras, compensadores estáticos y sincrónicos, para lo cual el
CDC y los CC, según corresponda, deberán controlar que la magnitud de la tensión en las barras del SI
esté comprendida entre:
a) 0,97 y 1,03 por unidad, para instalaciones del Sistema de Transmisión con tensión
nominal igual o superior a 500 [kV].
b) 0,95 y 1,05 por unidad, para instalaciones del Sistema de Transmisión con tensión
nominal igual o superior a 200 [kV] e inferior a 500 [kV].
c) 0,93 y 1,07 por unidad, para instalaciones del Sistema de Transmisión con tensión
nominal inferior a 200 [kV].”
Para regular las tensiones primero se procede regulando las consignas de tensión y los taps de
los transformadores, luego se manejan los reactivos de los equipos de compensación ya instalados
55
dentro de sus límites de operación y finalmente, si las barras se encuentran fuera del rango debido,
se sugiere la instalación de un equipos adicional que corrija esta diferencia.
La metodología descrita permite sintetizar un análisis para el estudio de la regulación de tensión
y control de reactivos en el sistema. Con esta última etapa se termina el estudio y se presenta un
plan de obras completo y consistente, de tal manera que permita la correcta operación del sistema
en régimen permanente frente al esquema de ingreso de energía eólica.
56
Capítulo 5
Resultados
En este capítulo representa un análisis de los resultados obtenidos al aplicar la metodología
propuesta en el capítulo 4, frente a un escenario paulatino de penetración de 800 MW de generación
de parques eólicos en la zona norte del SIC.
5.1 Sistema Eléctrico y Bases de Datos (Paso 1)
5.1.1 Sistema Eléctrico
Como se menciona en el capítulo 4, es necesario transformar el sistema que presenta el informe
de precios nudo de octubre de 2006, con información del informe de abril de 2005, de modo que se
adapte hasta un nivel de tensión de 23kV. Para poder realizar estos cálculos de manera efectiva, se
realizaron macros en Microsoft Excel, las que se encuentran en el anexo G.
Como resultado de la conformación del sistema de potencia a simular, se tiene un modelo que
posee los siguientes componentes:
Tabla 5.1: Componentes del sistema principal utilizado.
El modelo además incorpora el resultado del programa de obras de en construcción y sugerido,
tanto de generación como transmisión proyectado por la CNE. Las siguientes tablas muestran las
obras consideradas.
N° de Barras 529N° de Barras de Consumo 380N° de Líneas y Tramos de Transmisión 560N° de Unidades de Generación 129
57
Tabla 5.2: Obras de construcción de generación
Tabla 5.3: Obras en Construcción de transmisión.
Tabla 5.4: Obras recomendadas en transmisión.
Mes AñoNoviembre 2006 Central Ciclo Abierto Campanario (Operación Diesel) 125 MW
Abril 2007 Ciclo Combinado GNL San Isidro II (Ope. Ciclo Abierto Diesel) 240 MWAbril 2007 Central Hidroeléctrica Quilleco 70 MWJunio 2007 Central Hidroeléctrica Chiburgo 19.4 MW
Septiembre 2007 Central Eolica Canela 9.9 MWOctubre 2007 Central Hidroeléctrica Hornitos 55 MWDiciembre 2007 Central Hidroeléctrica Palmucho 32 MWMarzo 2008 Cierre Ciclo Combinado GNL San Isidro II (Ope. Diesel capacidad final) 313 MWJunio 2008 Cierre Ciclo Combinado GNL San Isidro II (Ope. GNL capacidad final) 358 MWJunio 2008 Ciclo Combinado GNL San Isidro II Fuego Adicional (cap. final) 377 MW
Octubre 2008 Central Hidroeléctrica La Higuera 155 MW
Obras en Construcción de Generación PotenciaFecha de entrada
Mes AñoOctubre 2006 Seccionamiento Cautín‐Puerto Montt ‐
Octubre 2006 Equipo CER + 40 a70Mvar 40 a 70 Mvar
Noviembre 2006 Subestación Cautín 220 kV ‐Septiembre 2007 Ampliación Itahue‐San Fernando 154 kV 198 MVA
Abril 2008 Ampliación Subestación Charrúa ‐Junio 2008 Aumento de capacidad A.Jahuel‐Polpaico 220 kV a 500 kV 390 MVA
Junio 2008 Línea Ancoa‐Rodeo‐Polpaico 500 kV Final: 1400 MVASeptiembre 2008 Nueva Línea Charrúa‐Cautín 220 kV 2x500 MVANoviembre 2008 Nueva Línea El Rodeo ‐ Chena 220 kV 260 MVA
Fecha de entradaObras en Construcción de Transmisión Potencia
Mes AñoAbril 2009 Nueva Línea Cardones ‐ Maitencillo 220 kV 200 MVAJunio 2010 Nueva Línea Pan de Azúcar‐Los Vilos‐Quillota 220 kV 220 MVAJunio 2010 Aumento de Capacidad C° Navia‐Polpaico 220 kV 300 MVAJunio 2010 Nueva Línea Agua Santa‐ Polpaico 220 kV 4x400 MVAEnero 2011 Nueva Línea Hualpén‐ Concepcion 220 kV 300 MVAAbril 2011 Ampliaión 2º Circuito El Rodeo ‐ Chena 220 kV 260 MVAJulio 2011 Ampliación Línea Pan de Azúcar‐Los Vilos‐Quillota 220 kV 220 MVA
Diciembre 2011 Nueva Línea P. Azúcar – Maitencillo 220kV 235 MVAEnero 2012 Aumento de Capacidad C° Navia‐Polpaico 220 kV 600 MVAAbril 2012 Transformación 154‐220 Sistema 154 kV Itahue‐Alto Jahuel 2x400 MVA
Octubre 2012 Ampliación Puerto Montt‐Barro Blanco‐Valdivia 220 kV 200 MVAJulio 2013 Ampliación Sistema Polpaico‐Alto Jahuel‐Ancoa‐Charrua 500 kV 1400 MVAJulio 2013 Ampliación Hualpén‐ Concepcion 220 kV 300 MVAJulio 2013 Ampliación Valdivia‐Nueva Temuco 220 kV 300 MVA
Obras Recomendadas de Transmisión PotenciaFecha de entrada
58
Tabla 5.5: Obras recomendadas en generación.
Para la incorporación de las obras recién expuestas al modelo, se utiliza el siguiente método: en
el caso de ingreso de nuevos circuitos en paralelo, se agrega un nuevo elemento con las mismas
características que el original, para el caso de ingreso de nuevas unidades generadoras se agrega al
sistema una unidad con parámetros equivalentes a una ya existente en términos de su capacidad
instalada y su tecnología de generación. En el anexo H se encuentra una figura del sistema completo.
Mes Año
Enero 2008 Turbina GNL Quinteros I (Operación Diesel hasta Mayo‐2008) 125 MW
Enero 2008 Turbina GNL Polpaico I (Operación Diesel hasta Mayo‐2008) 125 MW
Octubre 2008 Central Eolica Concepción Modulo I 20 MW
Enero 2009 Cierre Ciclo Combinado Taltal GNL (Capacidad Final) 360 MW
Abril 2009 Ciclo Abierto GNL Quinteros I 240 MW
Mayo 2009 Central Desechos Forestales VII Region 17 MW
Agosto 2009 Central Desechos Forestales VIII Region 25 MW
Octubre 2009 Central Carbón Maitencillo I 200 MW
Octubre 2009 Central Eolica Concepción Modulo II 20 MW
Octubre 2009 Cierre Ciclo Combinado GNL Quinteros I (Fuego Adicional Incluido) 385 MW
Enero 2010 Central Hidroeléctrica Confluencia 145 MW
Enero 2010 Central Carbón I V‐Region 250 MW
Julio 2010 Central Carbón Pan de Azúcar I 250 MW
Julio 2010 Central Carbón Coronel I 250 MW
Abril 2011 Central Geotérmica Calabozo Etapa 1 40 MW
Abril 2011 Central Geotérmica Chillan Etapa 1 25 MW
Octubre 2011 Ciclo Combinado GNL Quinteros II (Fuego Adicional Incluido) 385 MW
Abril 2012 Central Carbón Pan de Azúcar II 250 MW
Octubre 2012 Central Hidroeléctrica Neltume 403 MW
Abril 2013 Central Geotérmica Calabozo Etapa 2 40 MW
Abril 2013 Central Geotérmica Chillan Etapa 2 25 MW
Junio 2013 Central Carbón Puerto Montt I 250 MW
Junio 2014 Central Carbón Los Vilos I 250 MW
Junio 2014 Central Carbón Coronel II 250 MW
Abril 2015 Central Geotérmica Calabozo Etapa 3 40 MW
Abril 2015 Central Geotérmica Chillan Etapa 3 25 MW
Junio 2015 Central Carbón II V‐Region 250 MW
Octubre 2015 Ciclo Combinado GNL I VI‐Region (Fuego Adicional Incluido) 385 MW
Octubre 2016 Ciclo Combinado GNL Quinteros III (Fuego Adicional Incluido) 385 MW
Abril 2017 Central Geotérmica Calabozo Etapa 4 40 MWAbril 2017 Central Geotérmica Chillan Etapa 4 25 MW
Obras Recomendadas de Generación PotenciaFecha de entrada
59
5.1.2 Bases de Datos
La estructura de la información de generación y demanda contenida en el informe de precios
nudo de octubre de 2006 es consistente con la función “Yearly Load Flow Statistics” de DeepEdit.
Los despachos utilizados en aquel informe incluyen los 12 meses del año, 2 bloques de demanda
mensual y un total de 48 hidrologías, pero están en un formato distinto al utilizado por DeepEdit,
por lo tanto, es necesario crear nuevas bases de datos para poder incorporar esta información al
modelo. Para esto se elaboran una serie de macros en MS Excel cuyo detalle se presenta en el anexo
G.
5.2 Evaluación del Sistema sin Parques Eólicos (Paso 2)
En esta etapa se presentan los resultados al analizar los flujos de potencia DC, sin la integración
de los parques eólicos, para la generación de un sistema base. Esta etapa corresponde al paso 2 de la
metodología expuesta en el capítulo 5.
Para poder identificar de manera precisa los despachos, es decir, el mes, bloque e hidrología, bajo
la cual se produce una congestión se desarrollaron algunas macros en Excel que buscan tales
situaciones (ver anexo G).
Según lo observado en los resultados, se requieren realizar algunas modificaciones al plan de
obras presentado por la CNE en la zona estudiada (ver tablas 5.6 y 5.7), para que el sistema opere
sin congestiones. Como se menciona en los alcances del trabajo, no es parte del desarrollo realizar
una verificación del plan de obras de la CNE, dado que no se dispone de la información detallada
utilizada para el estudio de precio de nudo. Sin embargo, este proceso de ajuste del plan de obras
permite determinar con claridad las instalaciones adicionales imputables a la entrada de los
parques. La tabla 5.6 presenta las modificaciones sugeridas al plan de obras del informe de precios
de nudo de octubre del 2006, entre paréntesis se indican las fechas originales. Los resultados de las
simulaciones antes y después de ser corregidas se presentan en el anexo A.
Tabla 5.6 Plan de recomendado en transmisión, informe de precios de nudo octubre 2006.
Mes Año
Abril 2009 Nueva Línea Cardones ‐ Maitencillo 220 kV 200 MVA
Junio 2010 Nueva Línea Pan de Azúcar ‐ Los Vilos 220 kV 220 MVA
Junio 2010 Nueva Línea Los Vilos ‐ Quillota 220 kV 220 MVADiciembre 2011 Nueva Línea P. Azúcar ‐ Maitencillo 220kV 235 MVA
Fecha de entradaObras Recomendadas de Transmisión Potencia
60
Tabla 5.7 Modificaciones realizadas al plan de obras en transmisión de la CNE (Informe de precios de nudo Octubre 2006).
Análisis y Comentarios
Como se aprecia en el plan de obras base, las modificaciones propuestas en el sistema troncal
corresponden a adelantos de líneas de transmisión , mientras que las nuevas obras, salvo Diego de
Almagro – Carrera Pinto, son del sistema de 110 kV, no considerado en el plan de obras pero si en
las simulaciones de este trabajo. Cabe mencionar que en la primera etapa de creación del plan de
obras se omitieron dos transformadores (Choapa 220/110 y Pan de Azúcar 110/66), por lo tanto en
las figuras del anexo C, donde se incluye el plan de obras, éstos elementos aparecen congestionados,
pero el plan de obras presentado en la tabla 5.7 ya contiene las correcciones pertinentes.
5.3 Evaluación del Sistema incorporando los Parques Eólicos (Paso 3)
Los siguientes resultados representan la entrada de los parques eólicos al sistema. Para poder
observar de mejor manera los resultados, se hace referencia a los códigos asociados a las
contingencias que exhibidos en la figura 4.8.
Tabla 5.8 Resultados del plan de obras sugerido según el análisis de los flujos DC.
Mes AñoEnero 2008 Adelantar nueva línea Cardones ‐ Maitencillo 220 kV (Abril 2009) 215 MVAEnero 2008 Nueva línea Punta Toro ‐ Maitencillo 110 kV 47 MVAFebrero 2008 Adelantar nueva línea Los Vilos ‐ Quillota 220 kV (Junio 2010) 225 MVAEnero 2009 Diego de Almagro ‐ Carrera Pinto 220 kV 197 MVAOctubre 2009 Adelantar Maitencillo ‐ Pan de Azúcar 220 kV (Diciembre 2011) 198 MVAJulio 2010 Choapa ‐ Quínquimo 110 V 50 MVA
Octubre 2010 Aumento de capacidad transformador Choapa 220/110 kV 100 MVAFebrero 2011 Maitencillo ‐ Algarrobo 110 kV 47 MVAFebrero 2011 Aumento de capacidad transformador Pan de Azúcar 110/66 kV 70 MVA
Fecha de EntradaModificaciones al Plan de Obras Potencia
Capacidad Año Mes Eólica Instalada Mes Bloque Hidrología Contingencia2009 Enero Adelantar línea Los Choros ‐ Pan de Azúcar 220 kV (Octubre 2009) 197 MVA 300 MW 1 1 1 32009 Enero Adelantar línea La Cebada ‐ Los Vilos 220 kV (Junio 2010) 230 MVA 300 MW 1 1 1 52009 Enero Nueva línea Choapa ‐ Quínquimo 110 kV 50 MVA 300 MW 1 1 3 62009 Enero Adelantar línea Maitencillo ‐ Algarrobo 110 kV (Febrero 2011) 47 MVA 300 MW 1 2 39 22009 Octubre Adelantar línea Pan de Azúcar ‐ La Cebada 220 kV (Junio 2010) 224 MVA 400 MW 10 1 3 42009 Octubre Nueva línea La Cebada ‐ Los Vilos 220 kV 230 MVA 400 MW 10 1 3 52009 Octubre Nueva línea Los Choros ‐ Pan de Azúcar 220 kV 197 MVA 400 MW 10 1 9 32009 Octubre Adelantar aumento de capacidad transformador Choapa 220/110 kV 100 MVA 400 MW 10 1 9 62009 Octubre Nueva línea Quínquimo ‐ Casas Viejas 110 kV 50 MVA 400 MW 10 1 9 62009 Octubre Nueva línea Pan de Azúcar ‐ El Peñón 110 kV 50 MVA 400 MW 10 2 9 42009 Diciembre Nueva línea Choapa ‐ Quínquimo 110 kV 50 MVA 400 MW 12 1 37 62010 Enero Nueva línea Los Vilos ‐ Quillota 220 kV 225 MVA 500MW 1 1 3 62010 Enero Nueva línea El Peñón ‐ Ovalle 110 kV 50 MVA 500 MW 1 2 37 52010 Julio Nueva línea La Cebada ‐ Los Vilos 220 kV 230 MVA 600 MW 7 1 1 52010 Julio Nueva línea Pan de Azúcar ‐ La Cebada 220 kV 224 MVA 600 MW 7 1 3 52010 Julio Nueva línea Los Vilos ‐ Quillota 220 kV 225 MVA 600 MW 7 1 3 62011 Enero Adelantar aumento de capacidad transformador Pan de Azúcar 110/66 kV 70 MVA 700MW 1 2 9 02011 Enero Nueva línea La Cebada ‐ Los Vilos 220 kV 230 MVA 700 MW 1 1 9 52011 Febrero Aumento capacidad transformador Maitencillo 220/110 1 kV 90 MVA 700 MW 2 2 3 32011 Septiembre Nueva línea Los Vilos ‐ Quillota 220 kV 225 MVA 800 MW 9 1 9 6
Fecha de EntradaModificaciones al Plan de Obras Potencia
Condición de Congestión
61
En la tabla 5.8 se muestra el resultado de las obras necesarias según en análisis de las
simulaciones de los flujos DC y el criterio de planificación expuesto en la sección 4.4.3. Además, se
muestra la capacidad de los elementos necesarios para sobrellevar las congestiones, la capacidad
instalada de los parques en el momento del cambio y la condición bajo la cual se produce la
congestión de los elementos. En la figura 5.1 se observan los gráficos para las ramas que
presentaron los mayores problemas de congestión. El conjunto completo de figuras obtenido antes y
después de las correcciones, consistentes con el plan de obras propuesto, se encuentra disponible
en el anexo A.
(a) (b)
(c) (d)
Figura 5.1: Gráficos de las distribuciones de flujo de las ramas con mayor congestión evaluadas. (a) Circuito Choapa – Quíquimo 110, diciembre 2011 frente a la salida de circuito Los Vilos – Quillota 220 con 800 MW de potencia eólica. (b) Circuito Los Choros – P. de Azúcar 220, noviembre 2010 frente a la salida de circuito Los Choros – P. de Azúcar 220 con 600 MW de potencia eólica. (c) Circuito Los Vilos – Quillota 220, septiembre 2011 frente a la salida de circuito Los Vilos – Quillota 220 con 800 MW de potencia eólica. (d) Circuito La Cebada – Los Vilos 220, octubre 2011 frente a la salida de uno de sus circuitos con 800 MW de potencia eólica.
62
Análisis
Como se puede observar en la tabla 5.8, una característica en los despachos que provocan
congestiones en las líneas, es que la gran mayoría corresponden a hidrologías secas (para observar
la numeración de hidrologías ver figura 4.6), esto probablemente se produce debido a que los
despachos en hidrologías secas, exigen mayor aporte energético por parte de la generación de tipo
térmica preponderante en la zona de estudio. De esta manera, las líneas que transportan esta
energía adicional se ven afectadas.
Otro efecto que se observa, es que todas las congestiones de las líneas de 220kV están
relacionadas con la salida de uno de sus circuitos. Además, todas las congestiones de las líneas de
110kV, están relacionadas con la salida de uno de los circuitos en 220kV que corren en paralelo a
éstas. Ambos efectos se explican en base a los cambios estructurales que ocurren en la red al salir
uno de sus circuitos y la redistribución de los flujos de potencia que esto provoca.
En cuanto a los bloques de demanda, en general se observa que para las líneas de 220kV, las
congestiones se producen primero durante el bloque de demanda baja y luego se incrementan en el
bloque de demanda alta. Esto indica que predomina la influencia por parte de la hidrología
correspondiente. Esta influencia, en general, se establece primero, y debido al orden de la
simulación, durante el bloque de demanda baja y se exacerba durante el bloque de demanda alta.
Esto último no siempre ocurre debido a que algunos de los consumos individuales crecen en forma
inversa al bloque que le corresponde.
Finalmente, se observa que gran parte de las congestiones en las líneas, durante el período de
evaluación, se ven afectadas por los siguientes eventos:
‐ Entrada de un nuevo bloque de generación eólica durante los meses de enero y julio de cada año.
‐ Entrada en operación de la central a carbón Maitencillo I en octubre de 2009.
‐ Entrada en operación de la central a carbón Pan de Azúcar I en julio de 2010.
Cabe mencionar que en la primera etapa de creación del plan de obras no se ajustó
correctamente la línea la línea Maitencillo – Algarrobo 110kV y por lo tanto, en las figuras del anexo
C, donde se incluye el plan de obras, ésta aparece congestionada, pero el plan de obras presentado
en la tabla 5.8 ya se encuentra corregida.
63
5.3.1 Alivios e Inversiones de Flujos
Además de evaluar las posibles congestiones en las ramas del sistema, también se observan
situaciones donde la incorporación de los parques eólicos representan un aporte, en cuanto alivian
algunos elementos de la red y hacen que la distribución de flujos sea más balanceada, con menos
riesgo de congestión. Los eventos de alivio e inversión se describen en la sección 4.4.2. En la tabla
5.9 se muestran los elementos del sistema que presentan alivios y el la tabla 5.10 los que poseen alta
probabilidad de inversión en sus flujos.
Tabla 5.9 Líneas del sistema que presentan alivios y su periodo de duración.
Tabla 5.10 Líneas del sistema que presentan inversión del flujo y su periodo de duración.
Se aprecia que los alivios del sistema del sistema se concentran en los niveles de tensión de 110 kV
y 66 kV (subtransmisión).
Inicio FinCardones ‐ Corona 110 2008 2011Casas Viejas ‐ Quillota 110 2008 2008El Espino ‐ Illapel 66 2008 2008El Peñón ‐ Ovalle 66 2008 2009El Sauce ‐ Combarbalá 66 2008 2008Illapel ‐ Choapa 110 2008 2008Las Compañías ‐ Pan de Azúcar 110 2008 2011Los Vilos ‐ Quillota 220 2008 2008Punitaqui ‐ El Sauce 66 2008 2008Punta Toro ‐ Maitencillo 110 2008 2011Quínquimo ‐ CasasViejas 110 2008 2008Castilla ‐ Chuschampis 2009 2011Chuschampis ‐ Punta Toro 110 2009 2011Combarbalá ‐ El Espino 66 2009 2009Corona ‐ Castilla 2009 2011
RamaPeríodo
Inicio FinCasas Viejas ‐ Quillota 110 2009 2011Combarbalá ‐ El Espino 66 2009 2011El Espino ‐ Illapel 66 2009 2011El Peñón ‐Ovalle 66 2009 2011El Peñón ‐Ovalle 110 2008 2008El Sauce ‐ Combarbalá 66 2009 2011Illapel ‐ Choapa 110 2009 2011Los Vilos ‐ Quillota 220 2009 2009Ovalle ‐ Punitaqui 66 2009 2009Ovalle ‐ Illapel 110 2009 2011Punitaqui ‐ El Sauce 66 2009 2011Quínquimo ‐ Casas Viejas 110 2009 2009Romeral ‐ Las Compañías 110 2009 2011
PeríodoRama
64
5.4 Evaluación del Comportamiento Eólico a nivel horario (Paso 4)
En esta sección se presenta un conjunto de resultados que conducen a la evaluación del modelo
eléctrico incorporando una estimación de la generación de los parques debido a la variación en la
velocidad del viento. Primero se describen los datos disponibles y su acondicionamiento, previo a su
correlación y proyección. Luego se presentan los resultados de la correlación en Loma del Hueso y
La Cebada Costa mediante el método MCP. A continuación, se muestran los resultados de la
agrupación y generación de los perfiles mensuales y finalmente los resultados de la evaluación del
modelo eléctrico mediante flujos DC, incorporando los perfiles de generación horaria.
5.4.1 Conjunto de Datos
El conjunto de datos utilizados para realizar la correlación y predicción del comportamiento del
viento se describe en esta sección. En su descripción se hace referencia a las estaciones de medición
de la cual provienen, siguiendo la nomenclatura descrita en el capítulo 3. A cada conjunto de datos
se asocia una abreviatura, para una descripción más simple de su posterior procesamiento, como se
presenta a continuación.
PLV: Datos registrados en la estación meteorológica de Punta Lengua de Vaca (PLV1) entre 1990
y 2003, recopilados en el contexto del estudio [9]. Este conjunto de datos es utilizado para la
proyección de viento en las zonas de Loma de Hueso y La Cebada Costa. Los datos están registrados
cada 30 minutos y a una altura de 3,75 metros según el estudio [9].
PLVa: Datos registrados también en la estación PLV1 y que fueron gentilmente proporcionados
don José Rutllant. Se utilizaron los datos medidos entre el 3 de junio de 2006 (10:30 hrs) y el 14 de
agosto (9:00 hrs) del mismo año. Los datos están registrados cada 30 min y medidos a una altura de
3,75 m.
PLVb: Conjunto de datos obtenidos en la estación PLV2 y proporcionados por la CNE. Se
utilizaron los datos medidos entre el 29 de septiembre de 2006 (00:00 hrs) y el 19 de diciembre de
2006 (23:50 hrs). Los datos utilizados están registrados a una altura de 20 m y registrados cada 10
min.
65
L_CC: Datos registrados en la estación LCC y entregados por la CNE. Se utilizaron los datos
medidos entre el 3 de junio de 2006 (10:30 hrs) y el 14 de agosto de 2006 (9:00 hrs). Los datos
utilizados están registrados a una altura de 20 m y cada 10 min.
L_H: Datos registrados en la estación LH y entregados por la CNE. Se utilizaron los datos
registrados a una altura de 20 m entre el 29 de septiembre de 2006 (00:00 hrs) y el 19 de diciembre
de 2006 (23:50 hrs). Los datos están registrados cada 10 min.
5.4.2 Proceso de Correlación y Resultados
Para la caracterización del comportamiento eólico de las zonas seleccionadas se utiliza el método
de correlación y predicción MCP, ocupando regresión lineal mediante mínimos cuadrados como se
presenta en la sección 2.3.3. Para cumplir con este objetivo, se realizaron un conjunto de rutinas con
el software Matlab (anexo F) que permiten realizar las correlaciones y observar los resultados en
forma gráfica.
Como se presenta en la sección 5.4.1, no todos los datos están muestreados a la misma tasa y a la
misma altura, por lo tanto, es necesario acondicionarlos previo a la realización de la correlación. En
este contexto se pueden diferenciar las siguientes situaciones:
‐ Correlación entre L_H y PLVb: Se realiza la correlación entre ambas series de datos sin
realizar ninguna modificación a los datos.
Figura 5.2: Esquema de las características de los datos a correlacionar entre Punta Lengua de Vaca y Loma del Hueso.
66
‐ Correlación entre L_ CC y PLVa: Los datos de La Cebada Costa son promediados cada 30
minutos para tener la misma base horaria que PLVa.
Figura 5.3: Esquema de las características de los datos a correlacionar entre Punta Lengua de Vaca y La Cebada Costa.
Como resultado de esta etapa se obtiene un conjunto de relaciones lineales entre Punta Lengua
de Vaca y las estaciones de interés. Entre Punta Lengua de Vaca y Loma del Hueso la relación se
registra a 20m de altura para amabas, en el caso de Punta Lengua de Vaca y La Cebada Costa se
puede estimar la velocidad del viento a 20m de altura en La Cebada Costa si se conoce la velocidad
del viento en Punta Lengua de Vaca a 3,75m. Las siguientes funciones describen las relaciones
obtenidas.
(5.1)
. (5.2)
67
5.4.2.1 Resultados del proceso de correlación a) Loma del Hueso
En la siguiente figura se muestran las series de datos de la velocidad del viento de Punta Lengua
de Vaca y Loma del Hueso, previos al cálculo de su correlación. A simple vista se observa que existe
una relación entre una y otra estación de medición.
Figura 5.4: Primeros 1400 datos de velocidad del viento a correlacionar entre Punta Lengua de Vaca y Loma del Hueso. No se considera la dirección del viento.
A continuación, se muestran los resultados de la correlación entre los datos de Loma del Hueso y
Punta Lengua de Vaca para el período septiembre a diciembre 2006. En la tabla 5.11 los coeficientes
y corresponden a los que determinan la ecuación de la recta , el coeficiente es el
coeficiente de correlación de Pearson.
Loma del Hueso (L_H) a 20m Punta Lengua de Vaca (PLVb) a 20m
68
Tabla 5.11: Resultados de la correlación entre Loma del Hueso y Punta Lengua de Vaca.
Figura 5.5: Ejemplo de resultado de la correlación para Loma del Hueso.
Se aprecia en la figura 5.5 un alto grado de correlación (R=0,82) para el sector 8, el cual contiene
la mayor cantidad de datos, según se muestra en la tabla 5.1 1(42,34%). Las figuras, para el resto de
los sectores, se encuentran en el anexo B.
m n R N° de Datos %1 0° ‐ 30° 0.90 1.54 0.60 485 4.112 30° ‐ 60° 0.33 3.23 0.27 506 4.293 60° ‐ 90° ‐0.34 4.79 ‐0.24 200 1.694 90° ‐ 120° 0.13 3.45 0.09 236 2.005 120° ‐ 150° 0.37 2.97 0.29 303 2.576 150° ‐ 180° 0.61 3.05 0.41 463 3.927 180° ‐ 210° 0.68 2.50 0.76 3169 26.848 210° ‐ 240° 0.58 1.91 0.82 5000 42.349 240° ‐ 270° 0.52 2.57 0.49 492 4.1710 270° ‐ 300° 0.40 2.83 0.28 241 2.0411 300° ‐ 330° 0.69 2.26 0.46 263 2.2312 330° ‐ 360° 0.63 2.31 0.41 450 3.81
Sector
69
b) La Cebada Costa En la siguiente figura se muestran las series de datos de la velocidad del viento de Punta Lengua
de Vaca y La Cebada Costa, previos al cálculo de su correlación. A simple vista se observa la relación
que existe una relación entre una y otra estación de medición.
Figura 5.6: Primeros 1400 datos de velocidad del viento a correlacionar entre Punta Lengua de Vaca y La Cebada Costa. No se considera la dirección del viento.
A continuación, se presentan los resultados para la correlación realizada entre La Cebada Costa y
Punta Lengua de Vaca para el período entre junio a agosto 2006.
Tabla 5.12: Resultados de la correlación entre La Cebada Costa y Punta Lengua de Vaca.
m n R N° de Datos %1 0° ‐ 30° 0.92 2.81 0.59 149 4.322 30° ‐ 60° 0.89 2.73 0.35 315 9.123 60° ‐ 90° 1.32 2.03 0.57 225 6.524 90° ‐ 120° 1.61 1.31 0.55 127 3.685 120° ‐ 150° 0.20 2.79 0.06 231 6.696 150° ‐ 180° ‐0.17 3.21 ‐0.09 272 7.887 180° ‐ 210° 0.77 2.46 0.28 320 9.278 210° ‐ 240° 0.94 1.20 0.58 1407 40.759 240° ‐ 270° 0.68 1.40 0.51 229 6.6310 270° ‐ 300° 0.29 2.34 0.18 57 1.6511 300° ‐ 330° 0.55 2.29 0.32 59 1.7112 330° ‐ 360° 0.82 2.05 0.43 62 1.80
Sector
La Cebada Costa (L_CC) a 20m Punta Lengua de Vaca (PLVa) a 3.75m
Número de Muestras
70
Figura 5.7: Ejemplo de resultado de la correlación para La Cebada Costa.
La figura 5.7 muestra el resultado de correlación para el sector n° 8 el cual contiene la mayor
cantidad de datos, en este caso, el coeficiente de correlación tiene un valor Ro = 0,58 el cual
representa una correlación moderada entre los conjuntos de datos. Las figuras, para el resto de los
sectores, se encuentran en el anexo B.
5.4.2.2 Análisis
Como se puede observar existe un alto grado de correlación para el caso de Loma del Hueso y
uno moderado para el caso de La Cebada Costa, según el coeficiente de correlación (R), en aquellos
sectores de dirección del viento donde existe mayor cantidad de datos muestreados. El grado de
correlación es mayor entre Loma del Hueso y Punta Lengua de Vaca alcanzando el valor de 0,823
para el sector 210°‐240°. Si bien es cierto, el grado de correlación entre los datos de Punta Lengua
de Vaca (PLVa) y La Cebada Costa (L_CC) es moderado, la estación Punta Lengua de Vaca es la que
mejor representa el comportamiento en La Cebada Costa y además posee una gran cantidad de años
de información para validar su régimen. De esta manera se considera una aproximación adecuada
estimar el comportamiento del viento el Loma del Hueso y La Cebada Costa a partir de la base de
datos de Punta Lengua de Vaca.
71
5.4.3 Predicción del Comportamiento Eólico
Para realizar las estimaciones de la velocidad del viento en las zonas seleccionadas se utilizan los
registros de Punta Lengua de Vaca entre 1990 y 2003 (PLV). Como este conjunto de datos presenta
falta de información es necesario filtrarlos. El criterio de filtrado de datos que se utiliza consiste
simplemente en eliminar los meses del año que tengan falta de información.
Para proyectar la velocidad del viento en la zona de Loma del Hueso, utilizando los resultados de
la correlación, es necesario proyectar los registros de larga data de Punta Lengua de Vaca a una
altura de 20 metros, debido a que esa es la altura utilizada en el proceso de estimación de los
parámetros de correlación. Esto no es necesario para el caso de La Cebada Costa ya que la altura
utilizada es de 3.75 m. Esta situación se puede ver esquematizada en las figuras 5.8 y 5.9.
Figura 5.8: Esquema de las características de los datos para la predicción de la velocidad del viento en Loma del Hueso.
Figura 5.9: Esquema de las características de los datos para la predicción de la velocidad del viento en La Cebada Costa.
72
Del resultado de las proyecciones se obtienen dos series temporales de velocidad de viento,
ambas a 20 metros, para cada una de las zonas.
5.4.4 Generación de Perfil de Potencia Diario Representativo
En esta etapa las series de viento obtenidas son transformadas a niveles de potencia mediante la
curva de potencia del aerogenerador Enercon E‐82. Para transformar las series temporales de
velocidad del viento en series temporales de potencia primero es necesario proyectar la velocidad
del viento a la altura del aerogenerador seleccionado, 108 m en este caso. Para esto es necesario
estimar la rugosidad de ambos terrenos, éstos se obtienen despejando la rugosidad Ro en la
ecuación 2.3 y utilizando los registros de velocidad promedio obtenidos a dos alturas, 10 y 20
metros en este caso, en las zonas seleccionadas. Según los cálculos La Cebada Costa presenta una
rugosidad de 0,02 m y Loma del Hueso una rugosidad de 0,04 m. Con estos datos y mediante la
curva de potencia del generador seleccionado se generaron las series temporales de potencia.
Para generar una curva diaria que represente el comportamiento mensual, primero las series
diarias se agrupan en forma mensual. Para poder obtener una representativa, se realiza un análisis
de Clustering o Agrupamiento como se describió en la sección 2.6.1.
A continuación se muestran dos de las figuras con los resultados en forma gráfica del proceso de
agrupamiento y elección de las curvas de generación horaria a partir de los resultados de la
correlación anterior. Las figuras 5.10 y 5.11 muestran las curvas de generación eólica para Loma del
Hueso y La Cebada Costa para el mes de Noviembre respectivamente. El gráfico izquierdo inferior
contiene las curvas generadas a partir del método MPC para un mes seleccionado. El gráfico de
barras indica la relevancia de las tres curvas (verde, azul y roja) generadas mediante clustering y la
curva roja discontinua, del gráfico a la derecha, representa la curva de generación que fue
seleccionada (promedio).
73
Figura 5.10: Ejemplo de resultado generación y agrupamiento de curvas de potencia para Loma del Hueso durante el mes de noviembre.
Figura 5.11: Ejemplo de resultado generación y agrupamiento de curvas de potencia para La Cebada Costa durante el mes de noviembre.
Análisis y Comentarios
Para simplificar el método de elección de la curva de generación representativa de cada mes, se
opta por tomar la curva de generación promedio. Esto se justifica principalmente por el hecho de
que lo que se quiere recuperar es la forma de la curva, ya que ésta se escala al nivel de potencia
máxima para el análisis de planificación y evaluación de la zona de impacto del SIC.
74
En general se observa que el proyecto en Loma del Hueso genera mayor potencia eléctrica que el
parque proyectado para La Cebada Costa debido a su registro de mayor de velocidad de viento. En
general, la generación es baja en torno al mes de marzo y alta entorno al mes de noviembre.
Además, se observa que en la mayoría de los casos la hora de mayor potencia corresponde a la
19:00 hrs y la de menor entorno a las 9:00 hrs.
Resultados detallados de cada una de las curvas de potencia diaria se encuentra en el anexo C.
5.4.5 Evaluación Diaria Mediante Flujos DC y Curvas de Potencia
5.4.5.1 Bases de Datos y Modelo
Los perfiles generados en la etapa anterior son escalados a las potencias definidas en la sección
4.1.1 para evaluar la influencia de su variación horaria en el SIC. Para poder ejecutar este nuevo
conjunto de simulaciones, utilizando la función Yearly Load Flow Statistics, se generan nuevas bases
de datos, las que incorporan los perfiles de viento generados para los meses del año a nivel horario.
El modelo del sistema eléctrico que se utiliza incorpora los cambios que son necesarios del
análisis del paso anterior, por lo tanto se espera que no se produzcan nuevas congestiones, ya que el
sistema esta diseñado para que no se generen congestiones incluso cuando los parques operan a
potencia máxima y bajo todas las condiciones ya simuladas.
5.4.5.2 Simulación DC del Sistema con Perfiles Horarios de Generación Eólica
Como se menciona en la sección 4.5, en esta etapa sólo se estudian los meses en que se registran
elementos que se congestionan, lo que resulta del análisis realizado en el paso 3. Mediante este
procedimiento es posible observar el efecto sobre las líneas que distribuyen la mayor cantidad de
energía eólica.
A continuación, en la figura 5.12, se contrastan un par de líneas del sistema troncal en la zona de
estudio. Se contrasta el caso de la línea sin generación eólica, con el caso de generación eólica con
variación horaria según los perfiles generados a partir del proceso de correlación. El conjunto total
de gráficos mensuales, para cada elemento de la zona de estudio, sin generación eólica y con su
incorporación se encuentra en el anexo D.
75
(a) (b)
(c) (d)
Figura 5.12: Gráficos de las distribuciones de flujo de distintas líneas frente a su evolución diaria. (a) Circuito Los Vilos – Quillota 220, enero 2010 sin la incorporación de los parques eólicos. (b) Circuito Los Vilos – Quillota 220, enero 2010 con generación eólica horaria (500MW eólicos adicionales). (c) Circuito Maitencillo – Pan de Azúcar 220kV, septiembre 2011 sin la incorporación de los parques eólicos. (d) Circuito Maitencillo – Pan de Azúcar 220kV, septiembre 2011 con generación eólica horaria (800MW eólicos adicionales).
76
Análisis
Los resultados de las simulaciones, incluyendo la variación horaria de la inyección de potencia
eólica, permiten observar principalmente, y como es el caso de la figura 5.12 que, en la medida en
que los parque eólicos aumentan su capacidad, independiente de su variación entre la generación
máxima y mínima dentro del día, logran que el flujo del potencia tienda a privilegiar una dirección,
en este caso, hacia la zona sur de cada parque.
Asimismo, es posible confirmar que la zona al norte de la barra Los Choros presenta escaza
influencia del aporte energético de los parques eólicos, esto debido probablemente a que existe un
equilibrio entre generación y demanda o la generación supera las necesidades de potencia en
aquella zona.
5.5 Evaluación Mediante Flujos de Potencia AC (Paso 5)
En esta etapa se analizaron las distintas condiciones críticas que resultan del análisis de los flujos
de potencia DC y que se muestran en la tabla 5.8. En total, constituyen un conjunto 18 condiciones a
evaluar mediante el flujo de potencia AC. Los informes de los casos simulados se encuentran en el
anexo E en el CD adjunto.
Es importante mencionar, que el valor de la potencia reactiva de los consumos no encuentra
disponible en los datos recopilados provenientes de informe de precios de nudo de octubre 2006.
Para poder estimar la potencia reactiva se analizan las bases de datos del CDEC‐SIC, actualizadas a
enero 2007, y se obtiene un valor probable del factor de potencia. Para esto, se calcula el promedio
de los consumos de potencia activa y reactiva, por barra, para luego calcular el factor de potencia
( ), valor que se utiliza para estimar los valores de la potencia reactiva a partir de los datos la
potencia activa de éstas.
Los valores de la potencia activa y reactiva que se utilizan corresponden a valores previstos entre
julio de 2005 y diciembre de 2007.
La fórmula para calcular las potencias reactivas de cada consumo es la siguiente
(5.3)
77
Donde y son los promedios de las potencias activas y reactivas para el período ya mencionado,
es la potencia activa demandada por un consumo, este dato proviene de la base de datos de la
CNE y es la potencia activa correspondiente.
Para balancear las tensiones de las distintas barras, se ajustaron los parámetros que permiten
regular las tensiones en las barras como se describe en la sección 4.6, respetando el artículo 5‐21 de
la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio vigente (marzo 2005).
En general se utilizaron los siguientes parámetros durante la simulación AC.
Tabla 5.13: Tabla con las consignas de tensión mayormente utilizadas durante las simulaciones y los tipos de barra resultantes de la simulación.
Las tomas o “taps” de los transformadores se utilizaron generalmente según lo que se muestra en
la tabla 5.13. Preferentemente se elige utilizar los taps de alta tensión en niveles bajos para elevar la
tensión en el lado de baja tensión y así disminuir las pérdidas del sistema.
Tabla 5.14: Posiciones de los taps del lado de alta tensión comúnmente utilizados en las simulaciones AC.
TIPO DE BARRA
Carbon_Pan_de_Azucar_I 1.02 PVDiego_Almago_TG 1 PVEolica_Canela_I 1.03 PQGuacolda_I 1.05 PVGuacolda_II 1.05 PVHuasco_TG 1.01 PVHuasco_TV 1.01 PVLos_Molles 1.04 PVMaitencillo_I 1.04 PVSlack 1.05 SLACKTaltal_Ciclo_Combinado_GNL 1.05 PVTaltal1 1.04 PVTaltal2_Diesel 1.04 PV
GENERADOR CONSIGNAS DE TENSION
Capacidad Tap Máximo Tap Tensión Adicional[MVA] Máximo Utilizado por Tap [%]
Cardones 220/ 110 1 75 9 ‐5 1.11Cardones 220/110 2 75 9 ‐5 1.11Choapa 220/110 105 8 0 1.25Diego de Almagro 220/110 1 120 9 ‐8 1.11Diego de Almagro 220/110 2 90 8 ‐8 1Illapel 110/066 25 10 10 1Maitencillo 220/110 1 75 9 ‐8 1.11Maitencillo 220/110 2 90 9 ‐8 2.44Ovalle 110/066 30 2 2 2.5Pan de Azucar 110/ 066 60 15 ‐15 1Pan de Azucar 220/110 1 90 9 ‐9 1.11Pan de Azucar 220/110 2 90 9 ‐9 1.11Pan de Azucar 220/110 3 90 9 ‐9 1.11
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79
Es importante mencionar que los resultados de las simulaciones AC, que incorporan el plan de
obras sugerido por este estudio, exhiben progresivamente un aumento en las pérdidas de potencia
activa muy superiores a lo esperado. El porcentaje de pérdidas que presenta el sistema reducido se
presentan en la tabla 5.15. Generalmente las pérdidas de un sistema de potencia están en torno a
5%.
Tabla 5.15: Aumento progresivo de las pérdidas en el sistema.
Para poder manejar de mejor manera esta situación se analizan los reportes de flujo por rama de
las simulaciones AC y se identifican los tramos con mayores pérdidas. De esta observación se
concluye que el tramo Pan de Azúcar – Los Vilos – Quillota 220 tiene grandes pérdidas,
principalmente debido a que el conductor tiene una alta resistencia, que es la principal vía de flujo
de potencia activa excedente del sub‐sistema y es un tramo relativamente extenso, 352 km
aproximadamente. En un estudio detallado de planificación sería necesario considerar este aspecto
en la definición de líneas y conductores.
La resistencia de la línea es alta debida a la sección del conductor. Se sugiere que la sección de un
cable cuya tensión nominal es de 220 kV no sea inferior a 300 mm2 y no superior a 800 mm2 [24]. La
sección de la línea en cuestión es de 375,4 mm2, lo que se encuentra cercano al límite inferior y
presenta una resistencia de 0,1 Ω/ , la que es bastante alta en comparación con las nuevas
tecnologías en líneas de transmisión.
Para poder satisfacer de manera eficiente el sistema se recomienda que en el tramo mencionado,
la línea sea reemplazada por una línea ACSR (Conductor de Aluminio Reforzado con Acero) código
“Martin” con las siguientes características.
Tabla 5.16: Características del nuevo conductor sugerido.
Mediante esta modificación, las pérdidas al año 2011 se reducen al 6,05%, valor mucho más
razonable que un 9,64%.
Año Porcentaje de Pérdidas2008 4.95 %2009 6.43 %2010 7.15 %2011 9.64 %
Calibre Aluminio Total Aluminio Acero Total AceroMCM kg/km kg ohm/km
Martin 1351.5 685 772 54 x 4.02 19 x 2.41 36.17 12.07 2585 210007 0.0417
Peso Carga de Ruptura Resistencia DC a 20° CCódigo Sección Formación Diámetro
mm2 mm mm
80
5.6 Resultados Finales
Del análisis de los resultados de las etapas anteriores se presenta la siguiente tabla que muestra
el plan de obras sugerido frente a la entrada progresiva de los parques eólicos.
Tabla 5.17: Plan de Obras Recomendado frente a la entrada de parques eólicos.
A continuación, y a modo de resumen, se exhibe un conjunto de figuras que muestran las
principales obras necesarias, en forma anual a nivel de transmisión troncal según el plan de obras
realizado, para el período considerado. Asimismo, el parque generador se detalla conforme se
integran considerando nuevas unidades
Capacidad Año Mes Eólica Instalada2008 Enero Nuevo Banco Condensadores Chañaral 23 4 MVA 50 MW2009 Enero Adelantar línea Los Choros ‐ Pan de Azúcar 220 kV (Octubre 2009) 197 MVA 300 MW2009 Enero Adelantar línea La Cebada ‐ Los Vilos 220 kV (Junio 2010) 230 MVA 300 MW2009 Enero Nueva línea Choapa ‐ Quínquimo 110 kV 50 MVA 300 MW2009 Enero Adelantar línea Maitencillo ‐ Algarrobo 110 kV (Febrero 2011) 47 MVA 300 MW2009 Octubre Adelantar línea Pan de Azúcar ‐ La Cebada 220 kV (Junio 2010) 224 MVA 400 MW2009 Octubre Nueva línea La Cebada ‐ Los Vilos 220 kV 230 MVA 400 MW2009 Octubre Nueva línea Los Choros ‐ Pan de Azúcar 220 kV 197 MVA 400 MW2009 Octubre Adelantar aumento de capacidad transformador Choapa 220/110 kV 100 MVA 400 MW2009 Octubre Nueva línea Quínquimo ‐ Casas Viejas 110 kV 50 MVA 400 MW2009 Octubre Nueva línea Pan de Azúcar ‐ El Peñón 110 kV 50 MVA 400 MW2009 Diciembre Nueva línea Choapa ‐ Quínquimo 110 kV 50 MVA 400 MW2010 Enero Nueva línea Los Vilos ‐ Quillota 220 kV 225 MVA 500MW2010 Enero Nueva línea El Peñón ‐ Ovalle 110 kV 50 MVA 500 MW2010 Julio Nueva línea La Cebada ‐ Los Vilos 220 kV 230 MVA 600 MW2010 Julio Nueva línea Pan de Azúcar ‐ La Cebada 220 kV 224 MVA 600 MW2010 Julio Nueva línea Los Vilos ‐ Quillota 220 kV 225 MVA 600 MW2011 Enero Adelantar aumento de capacidad transformador Pan de Azúcar 110/66 kV 70 MVA 700MW2011 Enero Nueva línea La Cebada ‐ Los Vilos 220 kV 230 MVA 700 MW2011 Febrero Aumento capacidad transformador Maitencillo 220/110 1 kV 90 MVA 700 MW2011 Septiembre Nueva línea Los Vilos ‐ Quillota 220 kV 225 MVA 800 MW
Fecha de EntradaModificaciones al Plan de Obras Potencia
81
Figura 5.14 Esquema de las obras necesarias en el sistema de transmisión troncal del SIC en la zona de estudio frente a la incorporación de parques eólicos, año 2008.
Como se observa en la figura 5.10 para el año 2008 sólo se necesitan adelantar obras ya previstas
por la CNE en su plan (Octubre 2006) que no incorpora energía eólica. El impacto de la inyección de
200MW por parte de los parques eólicos, respecto del plan base de este estudio, es nulo en términos
de la necesidad de incorporar nuevos elementos al sistema para que opera sin congestiones.
82
Figura 5.15 Esquema de las obras necesarias en el sistema de transmisión troncal del SIC en la zona de estudio frente a la incorporación de parques eólicos, año 2009.
Para el año 2009 se observa que es necesario adelantar 3 tramos con respecto al plan base,
además es necesario incorporar 2 nuevas líneas que no son consideradas previamente. En este
período son inyectados 400MW totales además se incorpora la central a carbón Maitencillo I.
83
Figura 5.16 Esquema de las obras necesarias en el sistema de transmisión troncal del SIC en la zona de estudio frente a la incorporación de parques eólicos, año 2010.
Durante el año 2010 se observa que es necesario incluir 4 nuevas líneas frente al inyección
600MW de potencia eólica de tal manera adelantar una serie de tramos con respecto al plan base,
además es necesario incorporar nuevas líneas que no son consideradas previamente. En este
período son inyectados 600MW totales además se incorpora la central a carbón Pan de Azúcar I.
84
Figura 5.17 Esquema de las obras necesarias en el sistema de transmisión troncal del SIC en la zona de estudio frente a la incorporación de parques eólicos, año 2011.
Según los resultados de las simulaciones para el año 2011 se necesitan instalar sólo 2 nuevos
tramos con respecto al año 2010. En definitiva, como se observa en la figura 5.13, para la operación
de 800MW de energía eólica durante el año 20011 se necesitan integrar 8 nuevos tramos en el
sistema troncal y adelantar 3 tramos con respecto al plan base generado en este estudio.
85
Cabe mencionar que en el análisis realizado se ha establecido como frontera por el lado sur del
sistema la barra Quillota 220kV. De esta forma no se ha considerado en el ejercicio de planificación
los ahorros o nuevas inversiones requeridas desde Quillota al sur del sistema. Sin embargo, se
puede inferir que el sistema debiera presentar ahorros en inversiones de transmisión en esta zona,
ya que al 2011 no es necesario abastecer desde el centro‐sur del SIC las inyecciones provenientes
de los parques con una capacidad total instalada de 800 MW.
86
Capítulo 6 Conclusiones
Del estudio del estado de arte de los generadores eólicos se concluye que existe un conjunto
múltiple de opciones tecnológicas para la generación de energía eléctrica a partir de la energía
disponible en el viento, siendo las más desarrolladas tecnológicamente a nivel mundial, las de
generador de inducción doblemente alimentado y la de generador sincrónico con circuito de
corriente en continua. Ambas tecnologías tienen cierto grado de flexibilidad frente al manejo de la
potencia reactiva como se indicó en la sección 2.2.
La investigación realizada, junto con el apoyo en información y enfoque metodológico de la
Comisión Nacional de Energía, han permitido simular la planificación de la entrada de energía eólica
al sistema estudiado, así como también determinar los tipos de tecnologías adecuadas para las
zonas de desarrollo de parques eólicos.
El principal objetivo de este trabajo es determinar en forma preliminar los elementos del sistema
de transmisión que se deben incluir o modificar para lograr el funcionamiento correcto en régimen
permanente de los posibles parques que se integren en las zonas estudiadas, es decir, sin
congestiones y respetando los niveles de tensión de acuerdo a la norma técnica vigente. Esta meta
se logró mediante la observación y análisis de los resultados de un gran número de escenarios
simulados de operación y planificación. La primera etapa lo constituye un total de 55.296 flujos de
potencia lineal con aproximación de pérdidas óhmicas, la segunda un total 29.952 flujos de potencia
lineal incluyendo el despacho horario de los generadores eólicos y finalmente un total de 9 flujos de
potencia AC.
Como resultado del conjunto de simulaciones ejecutadas se logró construir primero un plan de
obras recomendado sin la instalación de los parques eólicos y luego un plan de obras para la
operación de los parques, de tal manera de aislar su efecto. Esto de acuerdo con el grado de
penetración de los parques en el sistema y el programa de incorporación de los parques que se
acordó con la Comisión Nacional de Energía.
La tabla 6.1 muestra las obras que se recomiendan sin la entrada de los parques eólicos y
constituye el sistema de base utilizado para la incorporación del desarrollo eólico estudiado.
87
Tabla 6.1: Plan de Obras Recomendado sin los proyectos eólicos.
Cabe mencionar que la diferencia entre el plan de obras base y el recomendado sin considerar
parques eólicos se explica dado que la información de las condiciones de operación, distribución de
consumos, curvas de carga, etc., no coinciden necesariamente con aquella utilizada para el
desarrollo del plan de obras base.
La tabla 6.2 exhibe el plan de obras que permite contar con un dimensionamiento robusto de las
mejoras a la infraestructura que harán posible el establecimiento de las zonas de desarrollo eólico
proyectadas para el Sistema Interconectado Central (SIC).
Tabla 6.2: Plan de Obras Recomendado frente a la entrada de parques eólicos.
Mes AñoEnero 2008 Adelantar nueva línea Cardones ‐ Maitencillo 220 kV (Abril 2009) 215 MVAEnero 2008 Nueva línea Punta Toro ‐ Maitencillo 110 kV 47 MVAFebrero 2008 Adelantar nueva línea Los Vilos ‐ Quillota 220 kV (Junio 2010) 225 MVAEnero 2009 Diego de Almagro ‐ Carrera Pinto 220 kV 197 MVAOctubre 2009 Adelantar Maitencillo ‐ Pan de Azúcar 220 kV (Diciembre 2011) 198 MVAJulio 2010 Choapa ‐ Quínquimo 110 V 50 MVA
Octubre 2010 Aumento de capacidad transformador Choapa 220/110 kV 100 MVAFebrero 2011 Maitencillo ‐ Algarrobo 110 kV 47 MVAFebrero 2011 Aumento de capacidad transformador Pan de Azúcar 110/66 kV 70 MVA
Fecha de EntradaModificaciones al Plan de Obras Potencia
Capacidad Año Mes Eólica Instalada2008 Enero Nuevo Banco Condensadores Chañaral 23 4 MVA 50 MW2009 Enero Adelantar línea Los Choros ‐ Pan de Azúcar 220 kV (Octubre 2009) 197 MVA 300 MW2009 Enero Adelantar línea La Cebada ‐ Los Vilos 220 kV (Junio 2010) 230 MVA 300 MW2009 Enero Nueva línea Choapa ‐ Quínquimo 110 kV 50 MVA 300 MW2009 Enero Adelantar línea Maitencillo ‐ Algarrobo 110 kV (Febrero 2011) 47 MVA 300 MW2009 Octubre Adelantar línea Pan de Azúcar ‐ La Cebada 220 kV (Junio 2010) 224 MVA 400 MW2009 Octubre Nueva línea La Cebada ‐ Los Vilos 220 kV 230 MVA 400 MW2009 Octubre Nueva línea Los Choros ‐ Pan de Azúcar 220 kV 197 MVA 400 MW2009 Octubre Adelantar aumento de capacidad transformador Choapa 220/110 kV 100 MVA 400 MW2009 Octubre Nueva línea Quínquimo ‐ Casas Viejas 110 kV 50 MVA 400 MW2009 Octubre Nueva línea Pan de Azúcar ‐ El Peñón 110 kV 50 MVA 400 MW2009 Diciembre Nueva línea Choapa ‐ Quínquimo 110 kV 50 MVA 400 MW2010 Enero Nueva línea Los Vilos ‐ Quillota 220 kV 225 MVA 500MW2010 Enero Nueva línea El Peñón ‐ Ovalle 110 kV 50 MVA 500 MW2010 Julio Nueva línea La Cebada ‐ Los Vilos 220 kV 230 MVA 600 MW2010 Julio Nueva línea Pan de Azúcar ‐ La Cebada 220 kV 224 MVA 600 MW2010 Julio Nueva línea Los Vilos ‐ Quillota 220 kV 225 MVA 600 MW2011 Enero Adelantar aumento de capacidad transformador Pan de Azúcar 110/66 kV 70 MVA 700MW2011 Enero Nueva línea La Cebada ‐ Los Vilos 220 kV 230 MVA 700 MW2011 Febrero Aumento capacidad transformador Maitencillo 220/110 1 kV 90 MVA 700 MW2011 Septiembre Nueva línea Los Vilos ‐ Quillota 220 kV 225 MVA 800 MW
Fecha de EntradaModificaciones al Plan de Obras Potencia
88
Como se puede observar no se requieren obras adicionales durante en año 2008, es decir, el
sistema no requiere cambios frente a la entrada de hasta 100 MW por parque, desde el punto de
vista del régimen permanente. Durante el año 2009 se requieren obras principalmente del sistema
de transmisión troncal necesarios para transmitir la potencia del parque en condiciones de máxima
inyección. Estos resultados están fuertemente condicionados por la entrada de la central Carbón
Maitencillo I, la que determina ampliaciones en el sistema de transmisión
Las obras proyectadas para el desarrollo de las zonas de generación eólica y la incorporación de
nuevas subestaciones permitirían operar al sistema de manera segura frente a un conjunto vasto de
estados sin contingencias como también frente al grupo de contingencias simples (N‐1) estudiadas.
Los resultados del proyecto han permitido validar una metodología de evaluación de
incorporación de parques eólicos en el sistema eléctrico nacional.
En definitiva se ha evaluado la zona norte del Sistema Interconectado Central, de manera
consistente con el plan de desarrollo del sistema eléctrico presentado por la CNE, bajo un conjunto
de contingencias, y frente al impacto en las redes de transmisión de grandes bloques de generación
eólica.
Como trabajo futuro se indica la realización de un estudio del comportamiento dinámico del
sistema y el análisis frente a posibles perturbaciones (estabilidad transitoria, estabilidad dinámica)
con la integración de los proyectos eólicos presentados. Asimismo, una evaluación completa del
impacto en las redes de transmisión de los parques de generación eólica en la zona norte, debiera
incorporar una estimación de los eventuales ahorros en inversión en sistemas de transmisión en la
zona centro‐sur del SIC. Asimismo, se propone incorporar otros aspectos técnicos, tales como la
posibilidad de utilizar una capacidad de transmisión variable, la que dependa de las condiciones
meteorológicas y de velocidad del viento.
89
Referencias
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[2] Global Wind Energy Council, Global Wind 2006 Report, 2006. [3] Oregon Department of Energy, Energy Facility Citing Stateline Wind Project. Disponible en
internet en: http://egov.oregon.gov/energy/siting/swp.shtml [4] Figueroa Javier, Análisis de Alternativas de Expansión de la Matriz Energética Mediante
Generación Eólica, Diciembre, 2006. [5] European Wind Energy Association, Wind the Facts, 2003. [6] European Wind Energy Association, Large Scale Integration of Wind Energy in the European
Power Supply, 2005. [7] Heier Siegfried, Grid Integration of Wind Energy Conversion Systems, John Wiley & Sons Ltd.,
Chinchester, 2006. [8] Área de Energía, Departamento de Ingeniería Eléctrica U. de Chile, Simulación Preliminar de
Desempeño Operacional y Comercial de Centrales de Generación Eléctrica Geotérmicas y Eólica, Febrero de 2003.
[9] Fundación para la Transferencia Tecnológica, Mejoría del conocimiento del recurso eólico en el
norte y centro del país (Proyecto Eolo 2003), Diciembre 2003. [10] Departamento de Geofísica FCFM U. de Chile, Evaluación Del Potencial Eólico Nacional
(Proyecto Eolo 1993), 1993. [11] Rahman Claudia, Análisis dinámico de la operación de parques eólicos interconectados al SIC,
2005. [12] Antezana Juan, Diseño y Construcción de un Prototipo de Generador Eólico de Eje Vertical,
Septiembre de 2004. [13] Danish Wind Industry Association, Describing Wind Variations: Weibull Distribution.
Disponible en internet en: http://www.windpower.org/en/tour/wres/weibull.htm. [14] Patel Mukund R., Wind and Solar Power Systems, CRC Press, 1999. [15] Bungart Rolf, Curso: Emprendimiento de Proyectos Basados en Energías Renovables, módulo
Energía Eólica, Departamento de Ingeniería Eléctrica Universidad de Chile, Junio de 2006.
90
[16] Burton T., Sharpe D., Jenkins N., Bossanyi E., Wind Energy Handbook, John Wiley & Sons Ltd.,
West Sussex, 2001. [17] Paredes Juan Roberto, Jornada de Capacitación: Cálculo del rendimiento eólico y micrositing,
Octubre de 2006, Santiago de Chile. [18] Betz A., WindEnergie und ihre Ausnutzung durch Windmühlen, Vandernhoeck und Ruprecht,
Göttingen, 1926. [19] Duncan J, S. Sarma M., Sistemas de Potencia, 3ª. Edición Análisis y Diseño, Thomson, Ciudad de
México, 2004. [20] Palma B. Rodrigo, Apuntes del Curso de Sistemas Eléctricos de Potencia (EL57A), Departamento
de Ingeniería Civil Eléctrica Universidad de Chile, Otoño 2005. [21] Seber, G.A.F., Multivariate Observations, Wiley, Nueva York, 1984. [22] A. E. Feijoo y J. Cidras, Modeling of wind farms in the load flow analysis, IEEE Trans. on Power
Systems, vol 17, no. 3, pp 681‐687, Agosto 2002. [23] Comisión Nacional de Energía, Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio, Marzo 2005. [24] Brokering Walter, Apuntes del Curso de Planificación Eléctrica (EL744), Departamento de
Ingeniería Civil Eléctrica Universidad de Chile, Otoño 2006.
91
Anexos
Los Anexos se encuentran contenidos en el CD adjunto. Cada anexo Está separado en carpetas
según la estructura que se describe a continuación:
Anexo A: Resultados de las Simulaciones Anuales Mediante Flujos DC
Conjunto de imágenes en formato PNG que muestran los resultados de la distribución de flujos
para cada rama del sistema simulado con la incorporación de los parques eólicos y sin ellos.
Contiene 2 carpetas, la primera, sin la inclusión del plan de obras generado y la segunda incluyendo
el plan, las carpetas se llaman respectivamente Sin Plan de Obras y Con Plan de Obras. Los nombres
de las figuras tienen la siguiente estructura:
“Barra Inicial Barra Final _ Año_Código de Contingencia_(con_eólico/sin_eólico).png”
Anexo B: Resultados del Proceso de Correlación
Loma del Hueso – Punta Lengua de Vaca: Contiene archivo LH‐PLV2.pdf en cual muestra la
totalidad de figuras (12 sectores de 30°) relativas a la correlación entre las dos estaciones de
medición
La Cebada Costa Punta Lengua de Vaca: Contiene archivo LCC‐PLV1.pdf en cual muestra la
totalidad de figuras (12 sectores de 30°) relativas a la correlación entre las dos estaciones de
medición.
Anexo C: Perfiles Generados de Potencia Eólica
Carpeta que contiene los archivos PerfilesLH.pdf y PerfilesLCC.pdf. Estos contienen los gráficos
de los perfiles de potencia eólica a nivel horario, mensuales generados a partir del método MPC para
Loma del Hueso y La Cebada Costa.
92
Anexo D: Resultados de las Simulaciones Mensuales y Perfiles de Viento Diario
Este anexo Está separado en carpetas cuyo nombre corresponde a cada uno de los meses para los
cuales algún elemento sobrepasa sus límites de potencia en la simulación a potencia máxima (Paso
3). Cada carpeta contiene el conjunto de imágenes en formato PNG que muestran el resultado de la
distribución de flujos para cada rama del sistema simulado en el mes en cual se produce el
sobrepaso. Los nombres de las figuras tienen la siguiente estructura:
“Barra Inicial Barra Final _ Año_Mes_[SE].png”
La porción final del nombre que es opcional [SE] no aparece en las figuras que incorporan los
parques eólicos, en las figuras sin la incorporación de parques aparece (SE: Sin Eólico).
Anexo E: Resultados de las Simulaciones AC
Archivo ResultadosAC.xls que contiene los reportes de cada uno de los flujos de potencia AC
realizados.
Anexo F: Rutinas Elaboradas en Matlab
Contiene los archivos Correlación.pdf y Potencia.pdf. El primero contiene las rutinas que se
desarrollaron para realizar la correlaciones y graficar los resultados, el segundo contiene los
programas que se crearon para crear los perfiles de potencia mensual, graficar los resultados y
generar el perfil representativo.
Anexo G: Macros en Visual Basic para MS Excel
Carpeta que contiene los archivos DB.pdf, Resultados.pdf y Búsqueda.pdf. El primero contiene el
conjunto de subrutinas para la creación de las bases de datos de simulación, el segundo contiene los
programas que permiten observar de manera gráfica los resultados de las simulaciones de flujo de
potencia DC y el tercero contiene el programa que busca los despachos críticos.
93
Anexo H: Figuras del Modelo Eléctrico
Carpeta que contiene los archivos SisEólicoCompleto.pdf y SisEólicoReducido.pdf. Estos archivos
corresponden al sistema completo utilizado en el paso 1 y el sistema reducido utilizado en los pasos
2 y 3. El sistema reducido ya contiene el plan de obras propuesto en este estudio.
![Pageflex Server [document: PF9965841 00001] · 2017. 4. 19. · Evento médico común Los servicios que podría necesitar Qué deberá pagar Limitaciones, excepciones y otra información](https://img.pdfslide.us/doc/110x75/5fd02a7e223d525b3b5f1ea8/pageflex-server-document-pf9965841-00001-2017-4-19-evento-mdico-comn.jpg)
