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Generador de inducción doblemente alimentado: foco sobre el convertidor electrónico
Autor: Kumar V. Mahtani Mahtani (Profesor Ayudante en la Universidad Politécnica de Madrid y Profesor Visitante en la Universidad París-Saclay)
Tiempo de lectura: 6 minutos
En el mundo de las energías renovables, las turbinas eólicas con generadores de inducción de doble alimentación (DFIG) representan una solución tecnológica eficiente y flexible. Un aspecto fundamental que hace posible su rendimiento sobresaliente es el uso de convertidores electrónicos de potencia, que permiten el control preciso de las potencias activa y reactiva. Estos convertidores desempeñan un papel crucial en garantizar que las turbinas se adapten a las demandas dinámicas de las redes eléctricas modernas.
¿Qué hacen los convertidores en un sistema DFIG?
En un sistema DFIG, el convertidor no controla directamente toda la potencia generada por el generador. En lugar de eso, gestiona únicamente una fracción de ella, generalmente entre el 20% y el 30% de la potencia total del generador. Esto se debe a que los convertidores están conectados al rotor, mientras que el estator del generador se conecta directamente a la red eléctrica.
El convertidor tiene dos funciones principales:
1. Gestionar la velocidad variable del rotor: Esto permite que la turbina aproveche al máximo la energía del viento en un rango amplio de velocidades, optimizando su eficiencia.
2. Controlar la inyección de potencia reactiva y activa: Gracias a esta capacidad, el sistema puede regular la tensión y mantener la estabilidad de la red eléctrica, incluso bajo condiciones de carga fluctuante.
Arquitectura del convertidor en el DFIG
El convertidor en un sistema DFIG está compuesto por dos partes principales, conectadas mediante un enlace de corriente continua (DC-Link):
1. Convertidor del lado del rotor: Este componente convierte la corriente alterna (CA) generada en el rotor en corriente continua (CC). Su función principal es regular las corrientes en el rotor para controlar el flujo magnético y, en consecuencia, el par y las potencias activa y reactiva.
2. Convertidor del lado de la red: Este convertidor toma la energía en CC del enlace y la reconvierte en CA para inyectarla en la red eléctrica. Además, asegura que la energía suministrada cumpla con los estándares de calidad de la red, regulando parámetros como la frecuencia y el factor de potencia.
El enlace de corriente continua entre ambos convertidores actúa como un depósito intermedio de energía, permitiendo un flujo continuo y estable, incluso cuando las condiciones del viento varían rápidamente.
Modulación por ancho de pulso (PWM)
Para controlar la frecuencia y la magnitud de las corrientes en el rotor, los convertidores del DFIG (concretamente el convertidor del lado de la red) utilizan una técnica llamada modulación por ancho de pulso (PWM, por sus siglas en inglés). Este método permite que el convertidor ajuste con precisión la energía suministrada al rotor, asegurando que las corrientes generen el par deseado y mantengan el flujo magnético en niveles óptimos. La PWM es una de las razones clave por las cuales los DFIG son capaces de operar de manera estable y eficiente en un rango amplio de velocidades.
Ventajas de los Convertidores en el DFIG
El diseño eficiente de los convertidores en el DFIG ofrece varias ventajas significativas:
1. Reducción de costes y pérdidas: Al manejar solo una fracción de la potencia total, los convertidores son más pequeños, menos costosos y generan menos pérdidas en comparación con otros sistemas donde el convertidor maneja el 100% de la energía generada.
2. Control independiente de P y Q: Los convertidores permiten ajustar las potencias activa (P) y reactiva (Q) de manera independiente, una característica crucial para cumplir con los estrictos códigos de red modernos.
3. Compatibilidad con redes de alta penetración renovable: Los convertidores facilitan la integración de la energía eólica en redes eléctricas con grandes cantidades de fuentes renovables, estabilizando tensiones y frecuencias en tiempo real.
4. Capacidad de velocidad variable: Gracias a los convertidores, el DFIG puede operar eficientemente a diferentes velocidades del viento, extrayendo el máximo de energía en cada escenario.
Desafíos y mejoras futuras
A pesar de sus ventajas, los convertidores en el DFIG presentan algunos desafíos, principalmente relacionados con las demandas de mayor eficiencia y robustez en condiciones extremas. Por ejemplo, durante eventos de baja o alta frecuencia, los convertidores deben responder rápidamente para evitar inestabilidades en la red. Además, la exposición a condiciones climáticas adversas, como temperaturas extremas y tormentas eléctricas, puede afectar su rendimiento.
La investigación actual se centra en desarrollar nuevos materiales y técnicas para mejorar la eficiencia y la durabilidad de los convertidores. El uso de semiconductores avanzados como el carburo de silicio (SiC) o el nitruro de galio (GaN) está ganando terreno, ya que permiten operar a mayores frecuencias y temperaturas, reduciendo las pérdidas y el tamaño de los convertidores.
El futuro de los convertidores en los DFIG
A medida que las redes eléctricas evolucionan hacia sistemas más descentralizados y con mayor participación de fuentes renovables, los convertidores en los DFIG desempeñarán un papel aún más importante. Su capacidad para gestionar la energía de manera eficiente y adaptarse a condiciones cambiantes los convierte en una tecnología esencial para garantizar la estabilidad de las redes modernas.
En conclusión, los convertidores en los sistemas DFIG son mucho más que un simple componente electrónico; son el corazón que permite que las turbinas eólicas funcionen de manera flexible, eficiente y confiable en un entorno energético en constante cambio. A través de la innovación continua, esta tecnología seguirá impulsando la transición hacia un futuro energético más sostenible.
Fuentes:
Torkaman, Hossein & Keyhani, Ali. (2018). A review of design consideration for Doubly Fed Induction Generator based wind energy system. Electric Power Systems Research. 160. 128-141.
Parameswari, G. & Sait, H.. (2020). A comprehensive review of fault ride-through capability of wind turbines with grid-connected doubly fed induction generator. International Transactions on Electrical Energy Systems.
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Potencia reactiva: compensado la espuma de la cerveza
Fuente: Blog Sunwise.
Autor: Kumar V. Mahtani Mahtani (Profesor Ayudante en la Universidad Politécnica de Madrid y Profesor Visitante en la Universidad París-Saclay)
Tiempo de lectura: 7 minutos
La potencia reactiva (medida en VAr: Voltiamperios reactivos) se define como la cantidad de potencia que no se utiliza directamente en un sistema de corriente alterna (CA). Como regla general, es generada por los elementos de carácter capacitivo y consumida por los elementos de carácter inductivo. También es conocida como “potencia imaginaria”. Esta potencia no realiza trabajo útil, pero es esencial para mantener el funcionamiento de los equipos eléctricos.
En un circuito reactivo, la potencia reactiva consumida se devuelve al suministro, resultando en una potencia consumida promedio de cero. Sin embargo, su impacto en la calidad del sistema eléctrico y la eficiencia operativa es significativo, por lo que es crucial entender y manejar adecuadamente esta potencia.
La compensación de potencia reactiva
¿Qué es la compensación de potencia reactiva?
La compensación de potencia reactiva consiste en controlar y equilibrar la potencia reactiva dentro de un sistema de CA para mejorar su rendimiento. Este proceso está directamente relacionado con el factor de potencia, que mide la eficiencia con la que se utiliza la energía eléctrica. El factor de potencia se define como la relación entre la potencia activa y la potencia total o aparente, adoptando valores entre 0 y 1 (coseno de θ en la imagen inferior). Un factor de potencia bajo implica un alto consumo de potencia reactiva, lo que aumenta las pérdidas del sistema y reduce la eficiencia.
Por qué es importante
Un sistema eléctrico ideal mantendría frecuencia y tensión constantes en todos los puntos de suministro, sin armónicos y con un factor de potencia unitario. Sin embargo, en la práctica, una mala gestión de la potencia reactiva puede causar:
- Sobretensiones, si el suministro de potencia reactiva supera la demanda.
- Subtensiones, si el suministro es insuficiente frente a la demanda.
Estos desequilibrios afectan la estabilidad de la red eléctrica y pueden causar fallos o apagones. Por lo tanto, una compensación adecuada de la potencia reactiva mejora:
- La calidad del suministro eléctrico.
- La eficiencia del equipamiento eléctrico existente, evitando inversiones prematuras en infraestructura.
- La estabilidad de la tensión, minimizando riesgos de apagones.
Producción y consumo de potencia reactiva
Veamos cómo consumen o generan potencia reactiva los principales elementos de una red eléctrica:
Líneas de transmisión: De forma simplificada pueden considerarse de carácter inductivo en serie y capacitivo respecto a tierra y las demás líneas. Generan potencia reactiva proporcional al cuadrado de la tensión aplicada, pero también consumen potencia reactiva en proporción al cuadrado de la corriente que transportan.
Cargas inductivas: Consumen potencia reactiva, como los motores eléctricos, transformadores y hornos de inducción. Lo hacen para magnetizarse (establecer el flujo magnético en su interior).
Cargas capacitivas: Generan potencia reactiva, como los cables subterráneos, por el efecto capacitivo, y por supuesto los bancos de condensadores.
El equilibrio entre generación y consumo de potencia reactiva es crítico. El punto donde la generación y el consumo de potencia reactiva son iguales se llama carga de impedancia de surge (SIL).
Cálculo de Potencia Reactiva
La potencia en sistemas de CA se compone de tres elementos principales:
- Potencia activa (P): Realiza trabajo útil (W).
- Potencia reactiva (Q): Intercambiada entre fuente y carga sin realizar trabajo útil (VAr).
- Potencia aparente (S): Resultante de la combinación de potencia activa y reactiva (VA).
La relación entre las tres potencias responde al teoréma de Pitágoras aplicado al triángulo de potencias de la imagen vista anteriormente.
El objetivo de la compensación de potencia reactiva es minimizar Q para acercar el factor de potencia a la unidad, optimizando así la eficiencia del sistema.
Métodos de Compensación de Potencia Reactiva
Existen varios métodos para compensar la potencia reactiva, entre los cuales destacan:
1. Bancos de condensadores
Un banco de condensadores se conecta al sistema para generar potencia reactiva capacitiva, reduciendo la potencia reactiva inductiva consumida por la carga. Esto mejora el factor de potencia y reduce:
- Corriente en las líneas del sistema.
- Pérdidas del sistema.
- Sobrecarga en alternadores y transformadores.
Existen varios tipos:
Compensación en serie: Conecta los condensadores en serie con las líneas de transmisión, adecuada para reducir impedancias.
Compensación en paralelo (o en derivación): Más común, se conecta directamente a la carga para estabilizar la tensión.
2. Condensadores síncronos
Una máquina síncrona operada en sobreexcitación sin intercambiar potencia activa se denomina condensador síncrono. Este método ofrece corrección dinámica del factor de potencia ajustando la corriente de excitación para generar o absorber potencia reactiva según sea necesario. Pueden utilizarse como “segunda vida” de los alternadores de centrales eléctricas que han quedado fuera de uso, o bien emplearse grupos independientes destinados al efecto, como se muestra en la imagen inferior. Tienen elevados costes y requisitos de mantenimiento frente a otros métodos.
3. Compensadores basados en electrónica de potencia
Los compensadores estáticos de VAr utilizan tiristores para controlar elementos reactivos (reactores y condensadores). Sus ventajas incluyen una respuesta rápida y la capacidad de ajustar continuamente la potencia reactiva. Existen dos tipos principales:
- Capacitores conmutados por tiristores (TSC): Se activan para evitar caídas de tensión en condiciones de carga máxima.
- Reactores controlados por tiristores (TCR): Limitan aumentos de tensión durante condiciones de carga baja o sin carga.
Este método es ideal para sistemas donde las variaciones de carga son rápidas y frecuentes.
El STATCOM (Static Synchronous Compensator) es una evolución de los SVC que utiliza convertidores de potencia de estado sólido para generar o absorber potencia reactiva, ofreciendo una compensación más eficiente y rápida. Opera como un convertidor basado en electrónica de potencia. A diferencia de los SVC, utiliza un convertidor de fuente de tensión (VSC) para generar potencia reactiva capacitiva o inductiva según sea necesario. Se diferencia con los SVC en los siguientes puntos:
- Respuesta dinámica superior: Gracias a su tecnología de estado sólido, puede ajustar la potencia reactiva en milisegundos, ideal para aplicaciones con rápidas fluctuaciones de carga.
- Mayor capacidad de operación en tensiones bajas: Puede generar potencia reactiva incluso cuando la tensión del sistema es baja, mejorando la estabilidad.
- Diseño compacto y modular: Requiere menos espacio y tiene una instalación más sencilla que los SVC.
- Reducción de pérdidas: Menos pérdidas en comparación con otros métodos tradicionales.
- Compatibilidad con renovables: Ideal para integrar fuentes intermitentes de energía, como la solar o eólica, ayudando a estabilizar la red.
4. Compensadores mixtos
Combina elementos capacitivos e inductivos para ajustar tanto la generación como la absorción de potencia reactiva, proporcionando una solución integral para sistemas con requisitos complejos de compensación.
Ventajas de la compensación de potencia reactiva
- Mejora de la calidad del suministro: Estabiliza la tensiónen la red.
- Mayor eficiencia de transmisión: Reduce las pérdidas eléctricas en el sistema.
- Optimización de costos: Minimiza la necesidad de inversión en equipos adicionales.
- Mayor vida útil de los equipos: Disminuye las sobrecargas en alternadores, transformadores y líneas.
Conclusiones
La compensación de potencia reactiva es un componente esencial en la gestión de redes eléctricas de CA. Garantiza la estabilidad operativa, mejora la eficiencia del sistema y reduce los costos asociados. Los métodos modernos, como los compensadores estáticos de VAr, están reemplazando las técnicas tradicionales, ofreciendo soluciones más rápidas y eficientes. Implementar estrategias efectivas de compensación no solo optimiza el rendimiento del sistema, sino que también contribuye a un suministro eléctrico más confiable y sostenible.
Fuentes:
F. O. Igbinovia, G. Fandi, J. Švec, Z. Müller and J. Tlusty, “Comparative review of reactive power compensation technologies,” 2015 16th International Scientific Conference on Electric Power Engineering (EPE), Kouty nad Desnou, Czech Republic, 2015, pp. 2-7
Y. Ma, A. Huang and X. Zhou, “A review of STATCOM on the electric power system,” 2015 IEEE International Conference on Mechatronics and Automation (ICMA), Beijing, China, 2015, pp. 162-167
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El variador de frecuencia: el importante compañero del motor eléctrico
Autor: Kumar V. Mahtani Mahtani (Profesor Ayudante en la Universidad Politécnica de Madrid y Profesor Visitante en la Universidad París-Saclay)
Tiempo de lectura: 5 minutos
Si has trabajado con motores eléctricos de corriente alterna (CA), en concreto con los motores de inducción, probablemente hayas oído hablar de los Variadores de Frecuencia (VFD, por sus siglas en inglés). En caso contrario, ¡que no cunda el pánico! Aquí veremos qué son exactamente y qué beneficios pueden ofrecer.
En términos simples, los VFD son dispositivos que controlan la velocidad de los motores eléctricos de CA. Instalar un VFD en tu motor puede proporcionar ahorros significativos de energía, mejorar el rendimiento y proteger tanto el motor como la carga que tenga conectada. A continuación, exploraremos cómo funcionan los VFD y cómo pueden beneficiarnos.
El control de velocidad en motores de CA
Los motores de CA, especialmente los de inducción, son piezas fundamentales en aplicaciones industriales debido a su bajo coste, fiabilidad y larga vida útil. Sin embargo, controlar con precisión su velocidad ha sido históricamente un desafío. A diferencia de los motores de corriente continua (CC), cuya velocidad se ajusta fácilmente variando la tensión, los motores de CA requieren modificar la frecuencia de la corriente, lo que es técnicamente más complejo.
Los VFD surgieron como una solución a este problema, permitiendo el control de velocidad de los motores de CA. Entre ellos, los diseños más avanzados, como los VFD de control vectorial, han alcanzado niveles de precisión comparables a los sistemas tradicionales de motores de CC.
¿Cómo funcionan los VFD?
La velocidad de un motor de CA está determinada por la frecuencia de la red eléctrica (normalmente 50 o 60 Hz). Para modificar la velocidad del motor, es necesario cambiar esta frecuencia. Sin embargo, dado que el par electromagnético del motor depende de la relación entre la frecuencia y la tensión, un VFD debe ajustar ambos parámetros simultáneamente. Existen dos tipos principales de VFD, que logran este control de diferentes maneras.
1. VFDs de voltios entre hertz (V/Hz)
El VFD de Voltios/Hertz es el diseño más simple. Su funcionamiento se basa en:
a) Rectificación: Convierte la corriente alterna (CA) en corriente continua (CC).
b) Modulación por Ancho de Pulso (PWM): Ajusta la frecuencia y la tensión de salida para mantener una relación constante entre ambos, emulando una señal de CA.
Este tipo de VFD ofrece un control razonable de la velocidad, con una relación de hasta 20:1 respecto a la velocidad base del motor. Aunque es una opción económica y permite sincronizar varios motores, su precisión disminuye a velocidades bajas, lo que lo hace adecuado solo para aplicaciones con ajustes de velocidad amplios, como ventiladores y bombas.
2. VFDs de control vectorial
Para aplicaciones que requieren control preciso en todo el rango de velocidades, se desarrollaron los VFDs de control vectorial. Estos dispositivos usan algoritmos matemáticos avanzados para gestionar dinámicamente la relación tensión/frecuencia, manteniendo un par constante incluso a velocidades cercanas a cero.
Los VFDs de control vectorial ofrecen control de velocidad extremadamente preciso (hasta 1000:1 respecto a la velocidad base), y par de arranque de hasta el 200% del oar nominal, ideal para aplicaciones industriales como máquinas CNC, robótica y manufactura textil.
3. Sistemas con y sin realimentación mediante encoders
Un VFD sin sistema de realimentación se considera de “bucle abierto”, es decir, no puede garantizar que el motor funcione a la velocidad deseada. Para resolver esto, se puede añadir un encoder o dispositivo de realimentación que proporcione información sobre la velocidad y posición del motor, convirtiéndolo en un sistema de “bucle cerrado”. Esto permite un control más preciso, incluso a velocidades extremadamente bajas.
Beneficios de usar VFDs
Mejora del rendimiento y la eficiencia Energética
Un motor de CA sin control opera a una velocidad fija determinada por la frecuencia de la red, que rara vez coincide con la necesidad exacta de la aplicación. Un VFD permite ajustar la velocidad según las condiciones operativas, optimizando el rendimiento y reduciendo el consumo energético.
Por otro lado, dado que los motores eléctricos representan un alto porcentaje del consumo eléctrico industrial, los VFD pueden ayudar a cumplir con normativas de eficiencia energética, y reducir costes operativos.
Arranque suave
Cuando un motor eléctrico arranca a plena potencia, genera corrientes de irrupción elevadas que calientan las bobinas y pueden dañar los componentes mecánicos, como los rodamientos y engranajes. Un VFD permite un arranque suave, minimizando estos impactos y prolongando la vida útil del motor.
Protecciones eléctricas
La mayoría de los VFD incluyen funciones de protección, como:
- Protección contra sobrecarga térmica, que apaga el motor en caso de sobrecalentamiento.
- Protección contra sobretensión y subtensión, que evita daños en las bobinas.
- Protección contra pérdida o inversión de fases, que protege al motor de los correspondientes fallos eléctricos.
Estas características hacen que los VFD sean una solución completa para proteger tus motores y equipos.
¿Qué motores son compatibles con los VFDs?
Los VFD están diseñados principalmente para motores trifásicos y, por lo general, no son compatibles con motores monofásicos debido a las diferencias en el diseño de sus bobinas. Sin embargo, muchos VFD pueden convertir una entrada monofásica en una salida trifásica, permitiendo operar motores trifásicos en redes monofásicas.
En resumen
Los VFDs ofrecen un control avanzado sobre el rendimiento de los motores de CA, abriendo oportunidades para mejorar la eficiencia, reducir costes y proteger equipos valiosos. Tanto en aplicaciones industriales como comerciales, los VFD son una herramienta clave para optimizar el uso de la energía eléctrica. Ya sea que se busque mejorar el rendimiento de una línea de producción, reducir el consumo energético o prolongar la vida útil de la maquinaria, un VFD puede ser la solución ideal.
Fuentes:
https://www.automate.org/motion-control/industry-insights/vfds-the-next-best-thing-to-motion-control
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Del “Grid-Following” al “Grid-Forming”. Evolución de la conversión electrónica para la integración de energías renovables
Autor: Kumar V. Mahtani Mahtani (Profesor Ayudante en la Universidad Politécnica de Madrid y Profesor Visitante en la Universidad París-Saclay)
Tiempo de lectura: 5 minutos
En el panorama energético actual, marcado por el crecimiento acelerado de las energías renovables, las tecnologías de conversión electrónica de potencia están evolucionando para satisfacer nuevas demandas. En este contexto, los sistemas de generación en modo Grid-Forming (GFor) están emergiendo como una solución innovadora que complementa o, en algunos casos, podría reemplazar a la tecnología dominante hasta ahora, conocida como Grid-Following (GFoll). Esta transformación tecnológica responde a desafíos clave relacionados con la estabilidad, resiliencia y eficiencia de las redes eléctricas en un sistema energético en transición.
De “Grid-Following” a “Grid-Forming”: dos enfoques complementarios
La solidez del “Grid-Following”
Los sistemas Grid-Following han sido fundamentales en la expansión de las energías renovables. Su principio de funcionamiento se basa en sincronizarse con la red eléctrica existente, comportándose como fuentes de corriente que adaptan su operación a una tensión predefinida. Trabajan con consignas de potencia activa y reactiva. Esto los convierte en soluciones flexibles y fiables, especialmente en redes interconectadas y robustas como las de Europa.
En este contexto, Grid-Following ha permitido conectar fuentes renovables distribuidas, como parques eólicos y fotovoltaicos, directamente a redes de distribución, reduciendo pérdidas de transporte y contribuyendo a una estabilidad local mediante controles de tensión. No obstante, sus limitaciones incluyen una capacidad restringida para inyectar corriente reactiva en fallos de cortocircuito, debido a que el hardware electrónico generalmente no soporta sobrecargas significativas sin sobredimensionamiento.
El potencial del “Grid-Forming”
A diferencia de los sistemas GFoll, los Grid-Forming operan como fuentes de tensión, capaces de “crear” una red estable en lugar de simplemente seguirla. Este enfoque imita el comportamiento de los generadores síncronos convencionales, reforzando la estabilidad de la red mediante una emulación de inercia más natural y la capacidad de operar en islas eléctricas (microgrids). Trabajan con consignas de tensión y frecuencia.
Los sistemas GFor están especialmente diseñados para responder a los retos que presentan redes extensas y menos interconectadas, como en Estados Unidos o Australia, donde la reducción de inercia y la disminución de la fortaleza de la red son problemáticas crecientes. Estas capacidades los hacen ideales para sistemas con alta penetración de renovables y baja generación síncrona convencional.
Desafíos y oportunidades de los sistemas GFor
Limitaciones del hardware
Aunque GFor aporta mejoras en aspectos de control y estabilidad, su hardware básico no difiere significativamente del empleado en GFoll. Esto implica que la capacidad de sobrecarga y la corriente de cortocircuito siguen siendo limitadas. Sin embargo, el desarrollo de nuevas tecnologías de conversión podría beneficiar a ambas modalidades.
La importancia del control avanzado
La mejora de la respuesta inercial en los sistemas GFor no se basa en elementos físicos, sino en algoritmos avanzados que emulan esta característica. Aunque estos sistemas ofrecen una emulación más integrada que los GFoll, las diferencias prácticas no son drásticas debido a las similitudes tecnológicas entre ambos enfoques.
Dependencia de la fuente primaria
Tanto en GFor como en GFoll, la eficacia de la respuesta inercial o la inyección de corriente reactiva depende directamente de la potencia disponible en la fuente primaria, como el viento o la radiación solar. Esto implica que su contribución puede ser limitada en escenarios de baja producción energética.
El papel estratégico del almacenamiento energético
Uno de los escenarios donde Grid-Forming puede marcar una diferencia significativa es en la integración de sistemas de almacenamiento energético. Estos sistemas, en particular los basados en almacenamiento electroquímico, se están convirtiendo en un complemento indispensable para las renovables, equilibrando los flujos de potencia en la red y proporcionando inercia sintética.
Los sistemas de almacenamiento distribuidos, operando en modo GFor, pueden generar o absorber potencia según las necesidades de la red. Además, gracias a sus capacidades avanzadas de control, son ideales para mejorar la estabilidad en redes con alta penetración de renovables y baja generación síncrona.
Una visión hacia el futuro
La transición hacia sistemas Grid-Forming no busca sustituir completamente a Grid-Following, sino complementarlo para enfrentar los retos del nuevo paradigma energético. La clave estará en combinar ambos enfoques con sistemas híbridos, integrando algoritmos de control más avanzados, mejoras en el hardware y una mayor presencia de almacenamiento energético.
Con estas innovaciones, las redes eléctricas podrán no solo adaptarse a un modelo energético más distribuido y renovable, sino también garantizar su estabilidad, resiliencia y sostenibilidad en el largo plazo. Esta evolución es esencial para cumplir con los objetivos globales de descarbonización y asegurar un suministro energético confiable para todos.
Fuentes:
Y. Li, Y. Gu and T. C. Green, “Revisiting Grid-Forming and Grid-Following Inverters: A Duality Theory,” in IEEE Transactions on Power Systems (early access: publicado el 17 de febrero de 2022).
D. Pattabiraman, R. H. Lasseter. and T. M. Jahns, “Comparison of Grid Following and Grid Forming Control for a High Inverter Penetration Power System,” 2018 IEEE Power & Energy Society General Meeting (PESGM), Portland, OR, USA, 2018, pp. 1-5
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¿MPPT en turbinas eólicas? Sí, mediante el control del convertidor electrónico
Autor: Kumar V. Mahtani Mahtani (Profesor Ayudante en la Universidad Politécnica de Madrid y Profesor Visitante en la Universidad París-Saclay)
Tiempo de lectura: 5 minutos
El concepto de Seguimiento del Punto de Máxima Potencia (MPPT) ha sido ampliamente utilizado en sistemas fotovoltaicos durante años, pero su implementación en turbinas eólicas es relativamente más reciente. Su función es optimizar continuamente la carga de la turbina para que, a cualquier velocidad del viento, se extraiga la máxima cantidad de energía posible. Esta tarea requiere una integración precisa entre el control del convertidor electrónico y el comportamiento mecánico de la turbina.
Conceptos básicos de MPPT para turbinas eólicas
El principio detrás del MPPT en una turbina eólica se basa en el hecho de que, para cada velocidad del viento, existe una velocidad de giro óptima del rotor que maximiza el par y, por ende, la potencia generada. Si el rotor gira más rápido de lo necesario, el arrastre de las palas aumenta, reduciendo el par disponible. Por el contrario, si gira más lento, disminuye la sustentación de las palas, afectando negativamente al par.
Una forma práctica de visualizar este punto de máxima eficiencia es mediante el concepto de Relación de Velocidad de Punta (TSR, por sus siglas en inglés), que es el cociente entre la velocidad de las puntas de las palas y la velocidad del viento. Mantener un TSR óptimo es crucial para maximizar la eficiencia aerodinámica del rotor.
A continuación se muestran las curvas velocidad-potencia de una turbina y los puntos óptimos para cada velocidad del viento.
Control del convertidor electrónico para MPPT
El papel del convertidor electrónico es fundamental en el seguimiento del MPPT. El convertidor ajusta la carga que el geenrador percibe, lo que afecta directamente al par generado por el rotor. Este ajuste continuo permite que la turbina alcance el equilibrio dinámico en cada velocidad del viento, operando siempre cerca del punto de máxima potencia.
El control se realiza mediante los siguientes pasos clave:
1. Medición de parámetros eléctricos y mecánicos: El convertidor generalmente no mide directamente la velocidad del rotor (RPM). En cambio, utiliza un parámetro proporcional, como la frecuencia de la tensión generada por el alternador. En algunos casos, se utiliza la tensión rectificada del alternador como proxy.
2. Uso de tablas MPPT preprogramadas: El convertidor almacena una tabla que relaciona la tensión (o frecuencia) del generador con la potencia de salida óptima del inversor. Estas tablas se desarrollan específicamente para cada modelo de turbina y se cargan en el convertidor mediante software especializado.
3. Interpolación para puntos intermedios: La tabla MPPT generalmente incluye varios puntos (hasta 16 en algunos sistemas). El convertidor interpola entre estos puntos para determinar la carga óptima en condiciones específicas.
4. Control dinámico de la carga: A medida que el viento varía, el convertidor ajusta la carga para equilibrar el par del rotor con el par generado por el alternador, manteniendo así el TSR en su rango óptimo.
Estrategias avanzadas de control para maximizar el rendimiento del MPPT
Modelado del comportamiento de la turbina:
Un modelo matemático que relacione la velocidad del viento, el TSR y la potencia generada permite predecir con mayor precisión los puntos óptimos de operación, ajustando las tablas MPPT en función de las características específicas de la turbina.
Control predictivo basado en inteligencia artificial:
Algoritmos de aprendizaje automático pueden adaptarse a las condiciones específicas del entorno, como turbulencias o cambios bruscos en el viento, para ajustar dinámicamente la curva MPPT en tiempo real.
Implementación de controladores PID y técnicas avanzadas:
Los controladores proporcionales-integrales-derivativos (PID), combinados con técnicas de control adaptativo, pueden mejorar la estabilidad del sistema y reducir oscilaciones alrededor del punto de máxima potencia.
Sensores avanzados y análisis de datos:
Sensores de alta precisión y el análisis en tiempo real de parámetros como el ángulo de ataque de las palas o la velocidad del viento pueden ofrecer información adicional al convertidor para ajustes más precisos.
Importancia de una curva MPPT bien diseñada
La precisión de la tabla MPPT afecta directamente la capacidad de la turbina para alcanzar su máxima eficiencia. Aunque derivar una curva inicial es relativamente sencillo (usando datos como el diámetro del rotor y las características del alternador), optimizarla para maximizar la producción de energía requiere mediciones experimentales.
En la práctica, la curva MPPT no sigue una relación cúbica perfecta entre la potencia y la velocidad del viento debido a las ineficiencias del sistema. Más bien, se aproxima a una relación entre cuadrática y cúbica, dependiendo de la eficiencia del rotor y del alternador.
Consideraciones finales sobre el control del convertidor para MPPT
El control de los convertidores electrónicos en el contexto del MPPT para turbinas eólicas es un proceso dinámico y multifacético. Los avances en el diseño de convertidores, como el uso de materiales semiconductores de última generación (carburo de silicio o nitruro de galio), están mejorando la eficiencia y la velocidad de respuesta de estos sistemas.
Un convertidor bien diseñado no solo optimiza la producción de energía, sino que también contribuye a prolongar la vida útil de la turbina, al reducir tensiones mecánicas y eléctricas en el sistema. Con tecnologías emergentes como el control predictivo y la inteligencia artificial, el MPPT en turbinas eólicas tiene el potencial de alcanzar nuevos niveles de precisión y eficiencia.
Fuentes:
Abdullah, Majid & Yatim, Abdul Halim & Tan, Chee Wei & Rahman, Saidur. (2012). Review of maximum power point tracking algorithms for wind energy systems. Renewable and Sustainable Energy Reviews. 16. 3220-3227.
Chatterjee, Kalyan & Kumar, Dipesh. (2016). A review of conventional and advanced MPPT algorithms for wind energy systems. Renewable and Sustainable Energy Reviews. 55. 957-970.
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Presente y futuro de los sistemas de conversión de energía eólica
Autor: Kumar V. Mahtani Mahtani (Profesor Ayudante en la Universidad Politécnica de Madrid y Profesor Visitante en la Universidad París-Saclay, Francia).
Tiempo de lectura: 6 minutos
Una mirada especial a los convertidores electrónicos
El objetivo de este análisis es comparar las turbinas eólicas equipadas con generadores de inducción de doble alimentación (DFIG) y aquellas que utilizan generadores síncronos de imanes permanentes (PMSG) en términos de fiabilidad, peso y el papel clave de los convertidores electrónicos. Estas cuestiones son cruciales para determinar la rentabilidad de una turbina eólica a lo largo de su vida útil. La fiabilidad afecta al tiempo de inactividad potencial y, en consecuencia, a la pérdida de ingresos. Por otro lado, el peso de los componentes situados en la parte superior de la torre (como la góndola y el rotor) influye en los costes iniciales de la torre, sus cimientos, el transporte y la instalación. Esto es especialmente relevante en turbinas offshore, donde cada operación es significativamente más costosa que en las turbinas terrestres.
Al igual que las grabadoras de vídeo fueron reemplazadas por tecnologías más modernas, o al igual que las cámaras de película quedaron obsoletas, cabe preguntarse si los generadores de inducción de doble alimentación, que tanto han contribuido al desarrollo de la energía eólica, están cumpliendo ya su ciclo en la industria.
La realización de este análisis no es sencillo, debido a la falta de fuentes claras, incluso entre los propios fabricantes de turbinas. Muchas de las turbinas que alguna vez fueron candidatas a liderar el mercado ya han sido descontinuadas. Enfoquémonos en turbinas de una capacidad de 5 MW en adelante, excluyendo modelos ya obsoletos. Es razonable asumir que, en el futuro cercano, las turbinas terrestres se moverán hacia un rango estándar de potencia entre 5 y 7 MW, mientras que las offshore superarán los 8 MW. Actualmente, se habla del desarrollo de turbinas de hasta 22 MW.
Ventajas y limitaciones de los DFIG
Durante un tiempo, los DFIG fueron la elección más común para las turbinas eólicas. Su ventaja principal residía en que los convertidores electrónicos requerían aproximadamente un tercio de la potencia total de la turbina y podían operar en modo subsíncrono a bajas velocidades de viento. Sin embargo, los DFIG incluyen escobillas y anillos para acceder al devanado rotórico, que necesitan mantenimiento y reemplazo. Con el tiempo, los problemas recurrentes de los engranajes, junto con las mejoras en la electrónica y los convertidores de potencia, llevaron a que los generadores síncronos, especialmente aquellos con imanes permanentes, se volvieran preferibles. En turbinas de 5 MW, en la mayoría de los casos los DFIG ya han ido reemplazandose por PMSG.
La transición hacia los PMSG
En el nuevo contexto dea turbinas más grandes y potentes, se está experimentando una transición hacia los PMSG. La lógica detrás de esta transición se encuentra en la necesidad de utilizar convertidores de potencia a tamaño completo en los PMSG, lo que hizo cuestionar la necesidad del uso de engranajes. Esto culminó con la introducción de la tecnología de transmisión directa por Siemens en 2011. Aunque los PMSG tienen desventajas, las turbinas más modernas utilizan esta tecnología, con o sin engranajes. La elección entre incluir un engranaje o adoptar una tecnología de transmisión directa implica un equilibrio entre peso y coste. Por otro lado, los imanes permanentes, basados en materiales de tierras raras, son muy caros. Un PMSG sin engranajes es más pesado debido al mayor número de polos necesarios para operar a baja velocidad, lo que implica un mayor diámetro, rodamientos más grandes y, en general, una máquina más difícil de transportar e instalar.
Los convertidores electrónicos: una pieza clave
El desarrollo de convertidores electrónicos fiables y eficientes ha sido un factor decisivo en la transición hacia los PMSG y en la evolución general de las turbinas eólicas. Los convertidores electrónicos tienen un papel central en la regulación y adaptación de la velocidad y la frecuencia de los generadores para conectarlos a la red eléctrica. En los PMSG, se requieren convertidores de potencia de tamaño completo, que son más complejos y costosos que los usados en los DFIG. Sin embargo, ofrecen una ventaja crítica: eliminan la necesidad de mantener una sincronización rígida entre el generador y la red, lo que permite una operación más flexible y eficiente.
Los avances recientes en materiales semiconductores, como los basados en carburo de silicio (SiC) y nitruro de galio (GaN), han mejorado la eficiencia y la durabilidad de los convertidores. Estos materiales permiten trabajar con mayores tensiones y frecuencias de conmutación, reduciendo las pérdidas y el tamaño del sistema. Además, han facilitado la implementación de sistemas de refrigeración más compactos, mejorando la fiabilidad en entornos hostiles como los parques eólicos offshore.
En los DFIG, aunque los convertidores electrónicos son más pequeños, están limitados por su capacidad para manejar solo una fracción de la potencia total del generador. Esto los hace menos adecuados para aplicaciones donde la robustez y la flexibilidad son cruciales, como en las turbinas offshore más grandes.
Diferencias clave entre PMSG y EESG
Una diferencia destacable entre los PMSG y los generadores síncronos excitados eléctricamente es la capacidad de estos últimos para variar la corriente en el rotor, lo que permite corregir el factor de potencia. Sin embargo, los generadores síncronos con excitación eléctrica tienen pérdidas de cobre asociadas a la corriente del rotor, algo que no ocurre en los PMSG. No obstante, existe un desafío potencial con los PMSG: la desmagnetización de los imanes. Si esto ocurre, la potencia generada disminuye, un problema comparable al fracaso del engranaje en el pasado.
Reflexiones finales
En las turbinas más antiguas, tomó tiempo reconocer la vulnerabilidad de los engranajes y analizar sus causas. En el caso de los PMSG, la rápida evolución tecnológica y la obsolescencia de los modelos actuales dificultan prever problemas futuros relacionados con los imanes o los convertidores. Sin embargo, los avances en los convertidores electrónicos representan una sólida promesa de mayor fiabilidad y eficiencia.
Esta evolución tecnológica ilustra el complejo equilibrio entre fiabilidad, eficiencia y coste en el desarrollo de turbinas eólicas, y plantea interrogantes sobre los desafíos que enfrentarán las próximas generaciones de máquinas. La integración de mejores convertidores podría ser la clave para superar estos desafíos y garantizar el éxito continuo de la energía eólica como una fuente sostenible de energía eléctrica.
Fuentes:
Hemami, A. (2021). Two Modes of Operation in Back-to-Back Converters for DFIGs, Is It Worthwhile? Windtech International November/December, page 10.
Desalegn, Belachew & Gebeyehu, Desta & Tamirat, Bimrew. (2022). Wind Energy Conversion Technologies and Engineering Approaches to Enhancing Wind Power Generation: A Review. SSRN Electronic Journal.
