Equivalent models of permanent magnet synchronous generator wind farms

El interés por las energías renovables está experimentando un crecimiento extraordinario en todo el mundo debido al descenso de los costes de generación, al crecimiento de la demanda de electricidad y a la progresiva preocupación sobre el Medio Ambiente. En concreto, la energía eólica es una fuente de energía autóctona, que no contamina, es inagotable, segura y frena el consumo de combustibles fósiles; además, es una de las fuentes energéticas más baratas y puede competir en rentabilidad con otras fuentes tradicionales. Por ello, la energía eólica es una alternativa real al uso de las energías convencionales, que permite diversificar las fuentes de energía y disminuir el grado de dependencia de las importaciones del exterior. De hecho, esta tecnología está adquiriendo día a día un protagonismo asombroso, convirtiéndose en una de las tecnologías que más energía aporta al sistema eléctrico en muchos países. Debido al aumento de la penetración de la energía eólica en el sistema eléctrico, es lógico pensar que los parques eólicos puedan influir en el comportamiento del sistema eléctrico tanto a nivel de generación de potencia como de mantenimiento. Por ello, es crucial que el operador del sistema conozca con antelación el comportamiento de las redes eléctricas con gran presencia de parques eólicos, para poder garantizar la continuidad del suministro a todos los usuarios. De ahí, la necesidad de obtener modelos de parques eólicos, que representen el comportamiento del conjunto de aerogeneradores que lo componen ante diferentes condiciones de viento y ante perturbaciones en el funcionamiento de la red eléctrica. Sin embargo, como el tamaño de los parques está aumentando cada día, no es práctico realizar el modelo detallado de cada uno de los aerogeneradores que componen el parque porque es una tarea computacionalmente muy exigente, con tiempos de respuesta lentos debido a la complejidad del sistema de ecuaciones que lo describen. En consecuencia, para estudiar el comportamiento de uno o varios parques eólicos frente al sistema eléctrico de potencia en estudios de estabilidad transitoria, que es la propiedad de los sistemas eléctricos que les permite volver a un punto de funcionamiento aceptable después de una alteración importante, es necesario desarrollar lo que se conoce como modelo equivalente o modelo agregado del parque; de este modo, se reduce la complejidad del sistema, reduciendo el orden del modelo y, por tanto, el tiempo de simulación, sin perder información sobre la respuesta conjunta de los aerogeneradores que forman el parque. Los modelos equivalentes mediante la agregación de aerogeneradores de velocidad variable se han empezado a estudiar recientemente, siendo la mayoría de los estudios realizados hasta la fecha de parques eólicos compuestos por aerogeneradores con generadores de inducción de doble alimentación (GIDA). No obstante, el aerogenerador con generador síncrono de imanes permanentes (GSIP), en concreto, el GSIP multipolar con convertidor de frecuencia alternaalterna con etapa intermedia de DC se está convirtiendo, poco a poco, en la configuración más usada por la mayoría de los fabricantes, sustituyendo de forma gradual al GIDA porque, además de proporcionar un alto rendimiento, una mayor fiabilidad debido a la ausencia de elementos mecánicos y ser una configuración con una relación potencia-peso mayor, el comportamiento de los imanes permanentes está mejorando y el precio de los convertidores de potencia está disminuyendo. Sin embargo, a pesar de ello, se ha comprobado en la literatura existente que apenas se han desarrollado modelos equivalentes de parques eólicos compuestos por este tipo de aerogeneradores. Por este motivo, el objetivo de esta tesis es desarrollar modelos equivalentes de parques eólicos de aerogeneradores de velocidad variable con generadores síncronos de imanes permanentes para estudios eléctricos en régimen dinámico. En primer lugar, se desarrolla el modelo detallado de un aerogenerador con GSIP a partir de las directrices existentes en la literatura técnica, en relación a los modelos de este tipo de aerogeneradores, y a continuación, se analizan las diferentes estrategias de control que se pueden aplicar al modelo del aerogenerador en estudio, llegando a la conclusión de que la estrategia que controla la potencia activa del generador, a partir de la velocidad de giro del rotor eólico, proporciona una buena respuesta del sistema eólico en estudio. Además, con objeto de comprobar la capacidad del modelo desarrollado para simular el comportamiento del aerogenerador en estudio durante su funcionamiento normal, se estudia la evolución dinámica del modelo desarrollado cuando se produce una fluctuación en la velocidad del viento y una perturbación en el punto de conexión a la red eléctrica. Conocidos los modelos detallados del aerogenerador con GSIP y, por tanto, del parque eólico en estudio, se desarrollan tres modelos equivalentes aplicando diferentes criterios de agregación existentes en la literatura técnica, que ya se han aplicado a otras tecnologías. El primer modelo, que se denomina modelo con viento equivalente, propone la agregación de todos los aerogeneradores en una única máquina equivalente que recibe un viento de entrada equivalente a los vientos recibidos por cada uno de los aerogeneradores que forman el parque eólico en estudio. El aerogenerador equivalente tiene el mismo modelo que las máquinas individuales pero con la potencia nominal reescalada en función del número de aerogeneradores agregados. El segundo modelo también plantea la agregación de todos los aerogeneradores en una única máquina equivalente que representa al parque completo en el punto de conexión a red, incluso cuando los aerogeneradores reciben vientos distintos. En este modelo se emplean modelos simplificados de cada uno de los aerogeneradores del parque, con objeto de calcular el par mecánico aproximado desarrollado por cada una de las turbinas, sumarlos y obtener un par mecánico equivalente, que es la entrada al sistema eléctrico equivalente. Este método se denomina modelo con par mecánico aproximado. En el tercer modelo también se propone la agregación de todos los aerogeneradores en una única máquina equivalente, que recibe un viento de entrada equivalente a los vientos recibidos por cada uno de los aerogeneradores que forman el parque eólico en estudio, siendo la diferencia con el primer método que, en este caso, también se agregan los sistemas mecánicos de los aerogeneradores del parque eólico. Este método se denomina modelo con turbina equivalente y se propuso como aportación original en [García, 2008] para parques eólicos de velocidad variable formados por aerogeneradores con GIDA, siendo esta tesis la primera vez que se aplica este método de agregación a parques eólicos de velocidad variable formados por aerogeneradores con GSIP. Por último, conocidos los distintos modelos equivalentes del parque eólico en estudio y su comportamiento en régimen permanente, es necesario comprobar la evolución dinámica de estos modelos y comparar los resultados con el comportamiento del modelo detallado del parque eólico en estudio, con objeto de verificar la robustez de los modelos desarrollados tanto en condiciones normales de funcionamiento (fluctuaciones en el viento) como cuando se producen perturbaciones en el punto de conexión a red (huecos de tensión). El procedimiento empleado para validar los modelos equivalentes desarrollados frente al modelo detallado del parque eólico se basa en el método propuesto por el Grupo de Trabajo 21 del IEA Wind para parques eólicos de velocidad variable formados por aerogeneradores con GIDA, adaptando algunos de estos requisitos al tipo de aerogeneradores que forman el parque eólico en estudio.Tesis Univ. Granada. Departamento de Ingeniería Civi