1. COMISION DE INTEGRACION ENERGÉTICA REGIONAL
COMITE NACIONAL: Costa Rica
Código: (No llenar)
III CONGRESO CIER DE LA ENERGÍA –CONCIER 2007
ABASTECIMIENTO ENERGÉTICO REGIONAL – RETOS Y PERSPECTIVAS
. –Medellín, 27-30 de Noviembre de 2007
TÍTULO DEL TRABAJO: “ANÁLISIS PARA LA INTERCONEXIÓN DE UNA PLANTA
EÓLICA A UN SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN”
Lugar y fecha de elaboración del documento: San José, Costa Rica, Enero-Junio 2007
Subtema: GENERACIÓN .
Área: G2-2
Autor/es: MARCO ACUÑA MORA y LUIS FDO. ANDRÉS JÁCOME, Ingenieros Eléctricos.
Empresa o Entidad: Ambos: COMPAÑÍA NACIONAL DE FUERZA Y LUZ, S.A., CNFL, S.A.
Cargo: en orden; Ingeniero de Planificación y Jefe Dpto. Planificación y Diseño de la CNFL, S.A.
Autor Responsable: MARCO ACUÑA MORA, CNFL, S.A., Plantel Virilla, La Uruca,
Costa Rica, Apartado Postal: 10026-1000, Tel: (506) 295-5683, Fax: (506) 286-2787,
e-mail: maacuna@cnfl.go.cr
DATOS DE LA EMPRESA.
Dirección: San José, C. R.
PALABRAS-CLAVE: Calidad de
Código Postal: 10026-1000
tensión, generadores de inducción, Teléfono: (506) 295-5680
modelado y análisis de plantas Fax: (506) 296-2787
eólicas, requerimientos de tensión. E-Mail: deppladi@cnfl.go.cr
Resumen --- La CNFL, S.A., la cual es una empresa de Todos los aerogeneradores de la planta eólica fueron
distribución y generación de energía eléctrica, ha representados mediante un modelo dinámico
incursionado en el tema de la generación a partir de fuentes equivalente. Este modelo agrupado se basa en la
alternativas, en este caso el viento. Los proyectos planeados suposición de que todos los aerogeneradores tienen
van a ser conectados a la red de distribución. En vista de lo características eléctricas y mecánicas similares así
anterior, se hace necesario prever el comportamiento del como que estén conectados a un mismo punto. El
sistema de distribución ante la conexión de una planta eólica análisis del sistema planta eólica - red se llevó a cabo
y además, prever el posible comportamiento de la planta en Matlab/SimPowerSystems, para lo cual se
ante eventos de tensión característicos del sistema de
distribución. Se realizará el modelado y análisis de la
utilizaron modelos dinámicos de aerogeneradores con
interconexión de un parque eólico de mediana capacidad parámetros de maquinas eólicas genéricas. Con el
(15 MW) a un sistema de distribución eléctrica con una análisis realizado se pudo concluir que la tecnología
tensión de 34,5 kV. Se plantearon dos objetivos, el primero que presenta un mejor desempeño ante las
fue visualizar el comportamiento de la tensión de la barra de perturbaciones de tensión y la que impacta menos en
interconexión del parque eólico ante diferentes condiciones la tensión de la barra de interconexión es la de
de operación del parque, tales como arranque, desconexión velocidad variable con DFIG. Con base en las
y variaciones en la velocidad del viento. El segundo conclusiones se recomendó valorar la adquisición de
objetivo fue visualizar el comportamiento dinámico del aerogeneradores DFIG con un sistema de tolerancia
parque eólico ante perturbaciones de tensión reales del
sistema de distribución. Estas perturbaciones son las que
de voltaje (VFRT) para que los clientes conectados a
presenta el sistema de distribución en la época del año en la la misma barra que el parque eólico perciban la menor
que la generación del parque es máxima y en la cual las cantidad de eventos de tensión generados directa e
salidas de operación de este es crítica para el abastecimiento indirectamente por el parque y para que el parque sea
de la demanda eléctrica de la CNFL, S.A. y el país. Para capaz de tolerar la mayoría de los eventos de tensión
ambos objetivos planteados se analizaron dos característicos del sistema de distribución y
tecnologías de aerogeneradores; los de inducción transmisión.
directamente conectados (IG), los cuales son de
velocidad fija, y los de inducción doblemente
alimentados (DFIG), los cuales son de velocidad
variable.
1

2. I. Introducción operación del parque y el impacto de las
La energía eólica ha tenido gran auge en Costa Rica perturbaciones típicas de tensión del sistema de
en la última década ya que la máxima generación con distribución en el desempeño del parque eólico.
este tipo de fuente energética se da en los meses de
verano, cuando las reservas de agua en los embalses II. Tecnologías Consideradas
se reducen considerablemente. Por esta razón, por A. Generadores de inducción directamente
aspectos ambientales y porque los costos de conectados (IG).
generación eléctrica con este tipo de fuente son Este tipo de aerogeneradores es de construcción
competitivos, el país ha entrado en este campo. relativamente simple y robusta. Éste consiste en una
turbina eólica, una caja de engranajes, un banco de
Hoy en día el Instituto Costarricense de capacitores y un generador de inducción de rotor jaula
Electricidad (ICE), tiene incorporado a su red de de ardilla o rotor devanado directamente conectado a
transmisión cerca de 70 MW de energía eólica [1] y la red a través de un transformador elevador, ver Fig.
planea la incorporación de 180 MW más para los 1.
próximos 20 años [1]. Para el caso de la CNFL, S.A.,
planea incorporar generación eólica pero en su Este tipo de aerogeneradores son regularmente
sistema de distribución, algo nuevo para la Empresa y conectados (“cut in”) a la red mediante un arrancador
para el país, ya que los sistemas de distribución, por suave o “soft starter”. Este consiste en dos tiristores
sus características, presentan una mayor cantidad de de potencia antiparalelos por fase que limitan la
fallas que producen perturbaciones de tensión que corriente (rms) de arranque de los aerogeneradores.
afectan el desempeño de los aerogeneradores. La Sin este dispositivo, la corriente “inrush” puede ser
CNFL, S.A. planea incorporar cerca de 30 MW de unas 7 u 8 veces mayor a la corriente (rms) nominal;
generación eólica en el corto plazo y planea por lo tanto, con este elemento electrónico de
incorporar cerca de 80 MW más en el mediano y largo potencia, se reducen las perturbaciones en la tensión
plazo. del sistema causadas por la alta demanda de potencia
reactiva en el arranque [2]-[4]. Después del arranque
Actualmente las tecnologías de aerogeneradores se (2-3 segundos de la conexión) se acciona un “bypass”
diseñan para que sean más robustos y soporten que deja sin efecto a los tiristores para reducir las
perturbaciones de tensión típicas de una red de pérdidas de energía del sistema.
distribución y transmisión y se mantengan conectados
a la red durante el disturbio (generalmente “sags”). Lo
anterior debido en parte a que la incorporación de
energía eólica en redes de distribución es un hecho
desde hace varios años. Por ejemplo, en septiembre
del 2003, habían 166 MW de energía eólica
conectados al sistema eléctrico Irlandés, y de éstos el
50% estaban conectados al sistema de distribución Fig. 1. Esquema de un generador de inducción directamente
[2]. Los sistemas de distribución de energía eléctrica conectado (IG). Tomado de [5].
han sido diseñados y planeados para servir de energía
de calidad a los clientes y no para recibir generación La corrección del factor de potencia del generador se
eólica. Por lo tanto, se debe realizar un análisis de realiza mediante un banco de capacitores en paralelo
interconexión para determinar el impacto en la calidad conectados en el lado de baja tensión del trasformador
de energía de este tipo de tecnología de generación. elevador. Este tipo de generador no posee control
interno de potencia reactiva ni capacidad para
El sistema analizado es parte del sistema de soportar corrientes de falla [6]. Esta
distribución de la Compañía Nacional de Fuerza y
Luz, S.A. (CNFL), empresa que sirve la mayor parte Las aspas del rotor que extraen la energía cinética
del Área Metropolitana de Costa Rica. El parque del viento pueden tener un control aerodinámico
eólico tiene una capacidad de 15 MW y se llamará pasivo de velocidad llamado “stall” o un control
Planta Eólica del Valle Central (PEVC). dinámico del tipo “pitch”. En la práctica la salida de
potencia de este generador fluctúa considerablemente,
Se estudiaron dos tecnologías de aerogeneradores y ya que, esta depende del viento, que por naturaleza
además los requerimientos internacionales para varía en intensidad y dirección.
plantas eólicas así como máquinas comerciales que
cumplen estos requerimientos. Se analizó la calidad Existen diversas desventajas para el generador de
de la energía del punto de interconexión y sus inducción directamente conectado. Entre estas se
características eléctricas para llevar a cabo el análisis. puede citar la susceptibilidad ante corrientes de falla
Para determinar como se comportará el sistema que hace que en países en que la penetración de la
eléctrico de la CNFL, S.A, se realizó la simulación del energía eólica con este tipo de tecnología es alta, se
sistema de distribución y el parque eólico en Matlab 7 pierdan cantidades de potencia eólica de hasta cientos
y se utilizó el módulo SimpowerSystems de Simulink de MW debido a fallas del sistema de extra alta
para tal efecto. tensión. También poseen problemas de “flicker”
debido a su baja inercia [6] y efectos de
Se analizó el impacto del parque en la tensión de la sincronización en estado estable. Además, sus bancos
barra de interconexión ante diferentes condiciones de de capacitores, aportan menos reactivo durante
2

3. condiciones de falla, pero la demanda por parte de los DFIG, usualmente utilizan el concepto de la
aerogeneradores puede aumentar. Esto hace que se transformación de las variables del rotor de la
degrade considerablemente la estabilidad de tensión máquina (corrientes, voltajes, flujos, etc.) al marco de
del sistema de potencia al demandarse una gran referencia dq0, tratando por separado los voltajes del
cantidad de potencia reactiva lo cual puede ser rotor vdR, vqR. Entonces la potencia real (y velocidad)
riesgoso si no se posee suficiente reserva de potencia puede ser controlada por la influencia de la
reactiva [6]. componente de eje directo de la corriente del rotor idR
mientras que la potencia reactiva puede ser controlada
B. Generadores de inducción doblemente manipulando la componente de eje de cuadratura de la
alimentados, DFIG corriente del rotor iqR [11]. Para explicar lo anterior se
Los aerogeneradores de velocidad variable con presentan las ecuaciones (2)-(6) corresponden al
DFIG están siendo utilizados ampliamente en la modelo del generador de inducción en el marco de
actualidad en el campo de la generación eólica. Lo referencia dq0.
τ e = ( )(ΨdS iqS − ΨqS idS )
anterior debido a que los estándares de tolerancia de 3 p
(2)
tensión para los aerogeneradores son cada vez más 2 2
estrictos [7]-[9] y este tipo de aerogeneradores
presenta un mejor desempeño ante perturbaciones de
3 3
(
PS = v0t dqS i0 dqS = 2v0 S i0 S + v dS idS + v qS iqS )
tensión y regulación de tensión y potencia [10]. La 2 2
turbina eólica limita la potencia extraída del viento (3)
PR = v0t dqR i0 dqR = (2v0 R i0 R + v dR idR + v qR iqR )
durante altas velocidades de viento mediante el 3 3
sistema “pitch”, generalmente. 2 2
La máquina DFIG consiste en una turbina eólica de (4)
QS = (v qS idS − v dS iqS )
velocidad variable, conectada mediante una caja de 3 (5)
engranajes a un generador asíncrono de rotor 2
QR = (v qR idR − v dR iqR )
devanado. El rotor es conectado a la red mediante 3 (6)
convertidores electrónicos de potencia tipo PWM, ver 2
Fig. 2. El estator es conectado directamente a la red,
de aquí su nombre “generador doblemente Donde p es la cantidad de polos de la máquina,
alimentado”.
τ e es el torque electromagnético, Ψ es el flujo, P es
la potencia activa, v es el voltaje, i la corriente y Q la
potencia reactiva. Los subíndices; d, eje directo, q, eje
en cuadratura, 0, eje 0, S, estator y R, rotor.
El control de la potencia se puede mostrar
fácilmente considerando estado estable y operación
balanceada. P y Q dadas por las ecuaciones (7)-(8) se
derivan del modelo de la máquina asincrónica en el
marco de referencia dq0 de las ecuaciones (2)-(6) y
asumiendo que vdS = vS.
3 Lm (7)
PS = − v S idR
Fig. 2. Esquema de un generador de inducción doblemente 2 LS
alimentado, DFIG. Tomado de [10]
3 ⎛ v2 L ⎞ (8)
El tipo y capacidad de los convertidores del rotor QS = − ⎜ S + m v S iqR ⎟
⎜ ωL ⎟
2 ⎝ S LS ⎠
determina el ámbito de velocidades de operación del
aerogenerador. Lo anterior debido a que el rotor Donde Ls y Lm son las inductancias del estator y la
entrega una fracción de potencia a la red que es de magnetización respectivamente. Este método de
proporcional al deslizamiento [10]. Cuando la control de potencia es usado generalmente para el
velocidad angular del aerogenerador es subsíncrona la DFIG.
potencia fluye de la red al rotor y cuando es
supersíncrona, la potencia fluye del rotor al estator El rotor del generador y los convertidores son
por medio de los convertidores. Esto se explica protegidos mediante un sistema de protección contra
fácilmente según la siguiente expresión: sobrecorrientes llamado “crowbar” [12]. El disparo de
PR = − sPS (1) este sistema de protección es el medio por el cual el
Donde PR es la potencia entregada por el rotor, PS generador desconecta el rotor de la red ante una
es el la potencia entregada por el estator y s es el perturbación en el sistema que esté fuera del esquema
deslizamiento. de protecciones de la máquina, entonces, el DFIG
funciona como un aerogenerador directamente
La operación a velocidad variable es obtenida conectado o IG.
excitando mediante una tensión variable de cierta
frecuencia al rotor, lo cual genera una corriente
variable que permite esta función. Los controles del
3

4. III. Requerimientos de Tolerancia de Tensión año en la que la planta eólica tendrá su máxima
Para Aerogeneradores generación [14] y cuando es más crítica una salida de
operación.
Los requerimientos de operación e interconexión de
los parques eólicos dependen de las necesidades de las
El hueco de tensión más severo medido en cuanto a
empresas ya que las redes y sistemas se comportan
magnitud residual de tensión en S.T. Escazú es del
eléctricamente diferentes. Por esto empresas a nivel
3% en fase A, 2% en fase B y 4% en la C y duró 450
mundial han adoptado requerimientos que los
ms, sin embargo se presentó otro de 650 ms con una
fabricantes deben cumplir para entrar en sus
tensión residual de 19% en la fase A, 22% en fase B y
mercados. Hoy en día, en consecuencia de lo anterior,
20% en fase C. Tanto en magnitud y duración, los
los fabricantes de aerogeneradores han mejorado sus
eventos son sumamente fuertes y corresponden a
tecnologías [13] para garantizar que sus máquinas
tiempos de despeje característicos para un sistema de
cumplan con los requerimientos técnicos de operación
distribución.
e interconexión de diferentes empresas eléctricas a
nivel mundial [7]-[9]. Esto ha hecho que desde el
A partir de la recolección de datos de eventos de
punto de vista técnico, existan máquinas que cumplen
tensión de la subestación en época de verano, se
estos requerimientos, principalmente en el aspecto de
realizó una simulación de probabilidad de ocurrencia
tolerancia de tensión. Tal es el caso de una empresa
[15] de eventos de tensión. La variable a estudiar es la
que dio a conocer aerogeneradores con una curva de
magnitud residual del evento. Con este análisis se
tensión de operación que llenan los requerimientos de
llegó a estimar que la probabilidad de tener un hueco
[7]-[9], [13]. La curva publicada por esta empresa se
de tensión con valor residual menor al 50% es del 7%,
muestra en la Fig 3.
menor al 40%, 2% y menor al 30%, 1%, por lo que la
mayoría de perturbaciones poseen una tensión
residual mayor al 50%. Con base en el estudio de
perturbaciones para la subestación se establecerá para
la simulación posterior, fallas simétricas que causen
una tensión residual de 5% en la barra de
interconexión con una duración de 650 ms. Esta falla,
aunque no sea frecuente (<1% de probabilidad),
representa una de las más severas esperadas para el
sistema de potencia en la Subestación de
Interconexión. Para exponer la capacidad de una
máquina comercial de tolerar las perturbaciones de la
barra de interconexión del PEVC, se graficó la curva
Fig. 3. Tolerancia de tensión para aerogeneradores fabricados por de la Fig. 3 en un gráfico de eventos de tensión. Ver
un fabricante, Tomado de [13]. Fig. 4.
La curva de la Fig. 5 cumple con los
requerimientos de las empresas de [7]-[9]. Esto hace 110
Eventos que Afectan Barra de Interconexión, Con VRT Comercial
suponer que el obstáculo técnico para mejorar el
Sags
100
desempeño de los aerogeneradores ante 90
perturbaciones severas está cada vez más superado. El
Magnitud Residual, p.u.
80
70
aspecto que hay que estudiar es el económico, ya que 60
VRT Comercial
es posible que no sea rentable tener un parque eólico 50
inmune a perturbaciones típicas para ciertos sistemas 40
de potencia. 30
20
10
IV. Estudio Preliminar de la Barra de 0
interconexión 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 1.2 1.4 1.6 1.8 2 2.2 2.4 2.6 2.8
Duración del Evento, s
3 3.2 3.4 3.6 3.8 4
Es fundamental estudiar el punto de interconexión Fig. 4. Curva de tolerancia de tensión de una máquina comercial
donde se interconectará un parque eólico. El estudio graficada sobre eventos de tensión de la barra de interconexión del
PEVC.
preliminar del punto de interconexión debe
considerar, entre otros aspectos, la calidad de energía En la Fig. 6 puede apreciarse que aunque algunos
del mismo (“sags”, “swells”, duración y magnitud por eventos causarían el disparo del PEVC, la mayoría de
fase), su capacidad de cortocircuito y la relación X/R. estos serían tolerados por los aerogeneradores. Para
Los datos de capacidad de cortocircuito y X/R son determinar la capacidad de cortocircuito del punto de
determinantes para el comportamiento del sistema interconexión, se solicitó al ICE (operador del sistema
parque eólico-red de distribución en lo que respecta a de transmisión en Costa Rica) el dato correspondiente
fluctuaciones del tensión tal y como se verá adelante. a la capacidad de cortocircuito, el cual es de 2605
MVA y la relación X/R del punto de interconexión, el
Para la Subestación de interconexión se tienen cual es de 3.1. En la subestación de interconexión
mediciones de perturbaciones de tensión, realizadas existe una entrada para interconectar el PEVC, por lo
por los medidores en línea de la subestación, para el que el espacio no es limitante, tampoco lo son
verano que va de diciembre del 2006 a abril 2007. Se aspectos de medición, monitoreo y control en la
hizo énfasis en este periodo porque es la época del subestación.
4

5. V. Modelo Dinámico Equivalente de la Planta puede ser representada como un generador de
Eólica inducción equivalente. El torque de todas las turbinas
puede ser sumado y conduce a la inercia equivalente
A. Sincronización de aerogeneradores de velocidad
como se ve en (9), la cual es la ecuación de oscilación
constante
[18].
La sincronización de aerogeneradores se da en
⎛ ⎞
estado estable y no se refiere a que estos operen a la ⎜ ∑ J i ⎟ω t = ∑τ ti − ∑τ ei
& (9)
velocidad síncrona ya que si esto ocurre los ⎝ i ⎠ i i
generadores no entregarían potencia activa a la red. Donde Ji es la inercia de cada generador, ωt, es la
La sincronización ocurre para el caso de velocidad angular, τti, es el torque de la turbina i y τei,
aerogeneradores de velocidad fija y se refiere a que es el torque eléctrico del generador i. Si las
cuando las aspas de las turbinas del parque eólico diferencias de la velocidad de viento para los
adquieren la misma velocidad angular, el ángulo aerogeneradores del parque se consideran muy
relativo de estas permanecen constantes. Bajo estas pequeñas, un modelo aerodinámico equivalente puede
condiciones las fluctuaciones en estado estable de las ser utilizado. Este modelo incluye una velocidad del
variables eléctricas y mecánicas de los viento equivalente según las ecuaciones (10) [18].
aerogeneradores puede causar efectos eléctricos ρ
significativos en el punto de interconexión porque Pt = nc p ( β , λeq ) A 2 veq
2
ocurren simultáneamente para todos los 2
aerogeneradores del parque, dándose un efecto Rwt (10)
λeq =
“acumulado”. Las fluctuaciones se deben, entre otros veq
aspectos, al efecto sombra de la torre sobre las aspas,
1
comportamiento de la magnitud y dirección de la
velocidad del viento respecto a la altura en la
veq = ∑ vwi
n i
superficie de barrido de las aspas y turbulencias en el Donde Pt es la potencia mecánica total, n es el
área de barrido de las aspas [16]-[17]. Estas número de aerogeneradores del parque eólico, cp es el
fluctuaciones provocan variaciones de la potencia coeficiente de potencia, β, es el ángulo de paso
generada, impactándose de esta forma la tensión del (“pitch”), λeq, es el cociente de la velocidad de la
punto de interconexión. punta del aspa equivalente, ρ, es la densidad del aire,
A, es el área de barrido del rotor, veq, es la velocidad
La sincronización de los aerogeneradores de un del viento equivalente a la altura del “hub”, Rwt, es el
parque de velocidad fija tiene una constante de tiempo radio del rotor (~ longitud del aspa) y vwi es la
alta, por lo que es un fenómeno que no ocurre velocidad del viento del generador i. Como la
rápidamente [16]. velocidad en todo el parque eólico ha sido
considerada como la misma, una representación
En el presente análisis no se consideró la posible equivalente del controlador del ángulo de paso
problemática de la sincronización de los “pitch” es suficiente para representar el control del
aerogeneradores ya que el análisis del parque eólico ángulo de paso del modelo agregado.
en estudio no contempla solamente el caso de
aerogeneradores de velocidad constante. Este efecto Debido a que las oscilaciones del eje causan
podría ser considerado en futuros estudios más variaciones de potencia en generadores de velocidad
detallados. fija, es recomendable utilizar el modelo de dos masas
del eje en el modelo agregado y no agregar las
B. Agrupamiento de aerogeneradores de Velocidad inercias de las turbinas pero sí las inercias de los
Constante (IG) aerogeneradores, tal y como lo expresa (11) [19].
m
Las plantas eólicas consisten en decenas o centenas
J geq = ∑ J gi (11)
de aerogeneradores conectados por una serie de i =1
alimentadores a un mismo punto. Solamente para El agrupamiento de los aerogeneradores provoca
estudios propios de la planta, se requiere analizar toda que la potencia reactiva generada o consumida por la
la planta eólica en detalle, representando cada uno de totalidad del parque sea la suma de las potencias de
los aerogeneradores mediante un modelo cada aerogenerador. O sea:
individualizado [18]. Cuando se requiere realizar n
estudios de impacto eléctrico de la totalidad de un S eq = ∑ S i
parque eólico a un sistema de potencia como el i =1 (12)
propuesto o cuando se requiere estudiar la interacción n
de un parque eólico con otro, un modelo detallado es Qeq = ∑ Qi
i =1
impráctico debido a la cantidad de cálculos y tiempo
Donde Seq es la potencia aparente nominal y Qeq es
de simulación elevados [18]. Para este tipo de
la potencia reactiva de los sistemas de compensación
estudios, el parque eólico puede ser simulado con un
de los aerogeneradores.
modelo equivalente, visto desde el punto de
interconexión tal y como se presenta adelante.
Para una representación de la contribución del
parque eólico a la corriente de cortocircuito, la
Como las desviaciones de la velocidad angular
impedancia de la red que alimenta los
nominal de los aerogeneradores de un parque eólico
aerogeneradores debe ser considerada. Por lo tanto, la
de velocidad fija son mínimas, esta planta eólica
impedancia de cortocircuito del modelo agregado
5

6. debe ser igual a la impedancia de cortocircuito del Z = RS + jX S , para el ramal del estator, Z = 0 + jX M
parque eólico. Cuando se representa la planta eólica
como un generador de inducción equivalente que para el ramal de magnetización y Z = RR + jX R para
s
tiene n veces el tamaño de cada generador individual,
pero la misma impedancia en p.u., la impedancia que el ramal del rotor. σ i es el mismo que en (15).
modela la red del parque eólico necesita ser
determinada, tal y como se hace en (13) [18]. Para determinar la resistencia del rotor y el
deslizamiento de operación de la máquina agrupada,
1 es necesaria otra relación además de la ecuación (16).
Z red = Z ′′
parque −
′′
Z geni (13)
n Esta ecuación requerida en el método se obtiene
Donde Z ′′ asumiendo que el deslizamiento crítico (deslizamiento
parque es la impedancia de cortocircuito
en el cual la característica torque-velocidad de la
de la granja eólica vista desde el punto de máquina es máxima) del generador agrupado es el
′′
interconexión y Z geni es la impedancia subtransitoria equivalente promedio de los deslizamientos críticos
de cada aerogenerador. de los generadores individuales. Esto es para asegurar
que la región de operación del generador agrupado
(definida desde el máximo de la característica torque-
Los parámetros del generador de inducción velocidad y la velocidad síncrona) estará dentro de las
equivalente se pueden obtener utilizando el método de regiones de operación de las máquinas individuales
“weighted admitance averaging”. Este método se [20]. El método presentado se basa en razonamientos
basa en el diagrama del circuito equivalente de la físicos y en consecuencia genera un mejor cálculo de
máquina de inducción de la Fig. 5. Adelante se los parámetros eléctricos y mecánicos equivalentes
describe el mismo [19]. tanto para máquinas de velocidad fija como variable.
Sin embargo, para este último tipo de máquinas se
Rs Xs XR deben tomar en cuenta los aspectos que se expondrán
a continuación.
Xm RR / s C. Agrupamiento de Aerogeneradores de Velocidad
Variable
El agrupamiento de aerogeneradores de velocidad
variable solo se justifica si se considera una velocidad
Fig 5. Circuito del modelo equivalente de una máquina de
del viento y velocidad angular de los ejes similares
inducción. Tomado de [18]
para todos los aerogeneradores a ser agrupados. Esta
suposición puede ser útil cuando no se desea un nivel
La constante de inercia se calcula utilizando las de detalle alto del comportamiento del parque eólico,
ecuaciones (14) y (15). como por ejemplo para los estudios iniciales. También
n
H agr = ∑ σ i H i (14) puede ser útil para cuando se realicen simulaciones de
i =1
corta duración, como por ejemplo, análisis de
Donde H es la constante de inercia agregada y Hi es estabilidad transitoria, donde el comportamiento
la misma para el i-ésimo generador. El coeficiente de mecánico no tiene un gran impacto en las tensiones y
la potencia que fluye al punto de interconexión [18].
peso σ i se define como el valor nominal relativo en
Para estos casos un modelo agrupado que consiste en
KVA del generador individual i con respecto al valor n veces el tamaño de cada aerogenerador es una muy
nominal del generador agrupado [20]. Este se presenta buena aproximación.
en la ecuación (15).
KVAi KVAi (15) Se recomienda para simulaciones de larga duración
σi = n =
KVAagr solamente agrupar los componentes eléctricos y no los
∑ KVAi
i =1
mecánicos de los aerogeneradores, según los métodos
El presente método de admitancias equivalentes expuestos. Por lo tanto, el modelo agrupado propuesto
presenta el cálculo de los parámetros equivalentes tal para un parque eólico de aerogeneradores con
y como si se conectaran los circuitos equivalentes de velocidad variable usa un modelo equivalente
los generadores en paralelo y se redujera estos hasta agrupado para:
tener un circuito equivalente total. La ecuación (16)
presenta la manera de calcular los parámetros • Convertidores de electrónica de potencia y
agregados de la máquina [20]. controles.
1 n ⎡
σ ⎤ • Parte eléctrica de los generadores.
= ∑⎢ i ⎥ (16)
Z agr i =1 ⎢ Z j ⎥
⎣ ⎦ No se deben agrupar:
Donde: • Inercia del generador.
• Aerodinámica.
• Controladores del ángulo de paso “pitch”.
6

7. Un análisis con estos métodos de agrupamiento se de capacitores de los aerogeneradores (no mostrados
realizaron en [18]. Con respecto a plantas de en la Fig. 6) y los de la barra oeste de la subestación
velocidad fija, se hizo un análisis de fluctuaciones de de interconexión se simularon en paralelo mediante
viento y análisis de fallas. Con respecto a máquinas de una configuración delta de una sola etapa. La planta
velocidad variable, se llevaron a cabo análisis de hidroeléctrica conectada a la subestación es
fallas y turbulencia del viento. Los modelos que representada como un generador sincrónico
combinan el agrupamiento del sistema eléctrico, pero simplificado en régimen estable con excitación y par
no así el mecánico de las plantas eólicas, son los más motor de entrada constante.
apropiados para estudiar la interacción entre la planta
eólica y el sistema de potencia. Estos modelos Matalab/SimPowerSystems representa
proveen un alto grado de exactitud en diversas dinámicamente el generador de inducción por medio
aplicaciones, como la simulación para estudiar la de un modelo de cuarto orden y la parte mecánica por
estabilidad dinámica y transitoria. medio de un modelo de segundo orden. Todas las
variables y parámetros son referidos al estator de la
VI. Sistema simulado máquina y todas las cantidades del rotor y el estator
están en el marco de referencia arbitrario, dq0. El
El sistema simulado es representado
equivalente del parque eólico será representado por
esquemáticamente en la Fig. 6. La subestación de
este modelo del aerogenerador.
interconexión posee dos barras separadas, este y
oeste, el PEVC se conectará a la barra este. La barra
Para estudiar el impacto de la totalidad del PEVC
oeste posee una planta de generación hidroeléctrica de
en la barra de interconexión, el parque se modeló
25 MVA y un banco de capacitores de 12 MVAr. La
realizando un aerogenerador equivalente, sin embargo
simulación se llevó a cabo considerando el enlace de
para el análisis del arranque se realizaron 5 grupos de
barras en condición abierta, la cual es la condición
aerogeneradores. Los bancos de capacitores son de
normal de operación de la subestación.
269 kVAr por cada 850 kW de potencia activa. Los
aerogeneradores funcionan a su potencia nominal para
El modelo consiste en un sistema de transmisión
una velocidad de viento de 9 m/s, y la regulación de
equivalente de 138 kV con una capacidad de
potencia y velocidad se realiza mediante el sistema
cortocircuito de 2605 MVA y una relación X/R de
“pitch”. Para la tecnología IG no se consideró
3.1. Este se simuló mediante una fuente de tensión de
arranque suave o “soft starter” por razones de
138 kV y una impedancia en serie.
disponibilidad del modelo para tal efecto.
VII. Simulaciones y resultados
Se analizará primero el efecto del arranque del
PEVC en una sola etapa y en cinco etapas para la
tecnología IG. Para visualizar la dependencia a la
velocidad del viento de la tensión de la barra de
interconexión, se simulará un aumento y disminución
de la velocidad del viento para ambas tecnologías.
Cabe mencionar que lo que se busca es previsualizar
el posible comportamiento de la tensión de la barra de
Fig. 6. Diagrama unifilar del sistema simulado.
interconexión ante diferentes condiciones de
velocidad del viento y no valorar la producción de
Los transformadores reductores son de 45 MVA energía del PEVC, por esto no se utilizó un modelo
138/34,5 kV de tres devanados con el terciario en del comportamiento del viento.
condición abierta y un porcentaje de impedancia AT-
MT de 10.29% en base 30 MVA. No se consideró la Para el estudio del PEVC ante fallas, se analizaron
saturación de los transformadores ni se consideró la dos esquemas de protección para el parque eólico. El
incorporación de los cambiadores de derivación, por primer esquema permite al parque eólico operar a una
lo tanto los trasformadores no son reguladores y tensión de 0.625 p.u. por 100 ms (esquema muy
operan con su relación nominal de vueltas. Para todas similar al de los aerogeneradores instalados en Costa
las líneas de distribución aéreas se utilizó un modelo Rica) [21] y el segundo permite operar el parque a una
π, con una configuración horizontal plana y una tensión de 0.15 p.u. por 700 ms, lo cual corresponde a
separación de fases de 1 m con conductor 477 MCM lo que pueden soportar algunos de los nuevos diseños
AAC. La red colectora, la cual es la que va desde cada según los fabricantes de aerogeneradores [13]. El
aerogenerador a la subestación colectora (la que primer esquema de protección fue aplicado a los
colecta la energía generada en el parque y la aerogeneradores con IG y el segundo a
despacha) se modeló mediante una red subterránea aerogeneradores con DFIG.
con conductor 500 MCM con las fases en ductos
separados. Estos circuitos son de una longitud de 1.5 Los aerogeneradores para ambas tecnologías son
km. estables para fallas leves que acepta el esquema de
protección 1 según las simulaciones realizadas. Para
Los transformadores elevadores son de dos visualizar el comportamiento de la tensión de la barra
devanados 34,5 kV/690V con %Z = 5%. Los bancos de interconexión ante una desconexión del parque se
7

8. aplica la falla de larga duración al PEVC con que sí provoca la tecnología IG al momento del
tecnología IG con el esquema de protección 1. Al arranque. El DFIG permite conectar el parque en una
PEVC con aerogeneradores con DFIG se le aplica la etapa según la simulación. Las perturbaciones de
falla de larga duración para observar su tensión se ven amortiguadas en su totalidad 100 ms
comportamiento. Se simularon solamente fallas después de la conexión. Ver Fig. 9. En cuanto a la
trifásicas para causar las depresiones de tensión calidad de energía de los clientes conectados a la
requeridas. No se presentan fallas monofásicas barra de interconexión, se tiene que estos percibirían
aunque si se estudiaron. Según [22], desbalances del los mismos transitorios de corta duración de la Fig. 9,
2% en la tensión en terminales de los aerogeneradores por lo que la calidad de energía no se vería impactada
causan generalmente el disparo de estos en sistemas de manera significativa si se compara con el arranque
de distribución, lo cual debe analizarse con más con la tecnología IG. Ver Fig. 7.
detalle en otro trabajo. Las fallas se realizaron cuando
el PEVC entrega la potencia nominal y con la
velocidad del viento constante.
A. Arranque del Parque para la tecnología IG
La velocidad del viento al momento de la conexión
es de 5 m/s y a partir del segundo este acelerará a 13
m/s paulatinamente a una tasa de 4 m/s2. Se debe Fig. 9. Tensión en la barra de interconexión al conectarse el
tomar en cuenta que no se considera el arrancador parque en una etapa. El transitorio en la tensión dura cerca de 100
ms. Las 2 etapas fueron conectadas con un retardo de 50 ms por
suave, por lo que las perturbaciones de corta duración efectos de tiempo de simulación.
presentadas en este estudio se verían disminuidas
considerablemente con este dispositivo. Cuando la La conexión en etapas del PEVC con DFIG presenta
conexión se realiza en una sola etapa la tensión cae a transitorios de tensión de corta duración con
valores no permisibles (< 0.95 pu), Ver Fig. 7, sin depresiones mayores a 0.9 p.u. este comportamiento
embargo la duración de esta depresión es de es favorable para la calidad de la energía servida en la
aproximadamente 50 ms. Cuando la conexión se S.T. Escazú.
realiza en etapas, no se experimentan depresiones tan
considerables, inclusive estas no entran dentro de la C. Efecto en la tensión de la barra de interconexión
clasificación de un “sag” ya que su tensión residual es de las variaciones de la velocidad del viento con IG.
mayor al 90%. Ver Fig. 8.
Para prever el comportamiento de la tensión en la
barra de interconexión se simuló el efecto que tendría
sobre esta, las variaciones en la velocidad del viento.
Se simuló una caída de velocidad del viento de 12m/s
a 4 m/s y un aumento después de esto, de 4 m/s a 15
m/s. Los resultados hacen ver la relación
inversamente proporcional que existe entre la tensión
Fig. 7. Tensión en la barra de interconexión cuando se conecta el de la barra de interconexión y la velocidad del viento
parque en una sola etapa. En este caso a tensión cae a menos de
0.95 pu. en el PEVC. Ver Fig. 10.
Fig. 8. Tensión en la barra de interconexión cuando se conecta el
parque en cinco etapas. En este caso la tensión también cae a
valores menores a 0.95 pu, pero casi instantáneamente vuelve a
valores mayores a 0.95 p.u.
Aunque el arranque sea en etapas, existe
Fig. 10. Tensión en la barra de interconexión cuando varía la
fluctuación de la tensión en la barra de interconexión, velocidad del viento del PEVC con IG. Se da una relación
lo cual podría afectar a los clientes eléctricamente inversamente proporcional.
cercanos a la subestación. Si el parque se conecta
como una sola etapa, la tensión en la barra de En la Fig. 10 se aprecia que las variaciones en la
interconexión cae a valores no permisibles generando velocidad del viento en el PEVC afectarán la tensión
un hueco de tensión (“sag”). Aunque se presente un de la barra de interconexión. La tecnología en este
hueco de tensión considerable de corta duración, el caso es IG la cual no posee control de potencia
PEVC alcanzará su generación nominal. reactiva ni regulación de tensión. En este caso la
tensión en la barra de interconexión cae a valores de
B. Arranque del Parque para la tecnología DFIG hasta 0.97 p.u., o sea más de un 3%. El
La tecnología DFIG no causa los problemas de comportamiento mostrado en la Fig. 10 se debe a que
tensión tan considerables en la barra de interconexión el punto de interconexión posee una relación X/R alta
8

9. (inductiva), el cual consiste en un punto de una red F. Hueco de tensión (“sag”) de 0.05 pu y 650 ms
con circuitos especialmente aéreos y muy cerca de para la tecnología DFIG provocado por una falla
transformadores de potencia, como es el caso, por esto trifásica.
la tensión se verá reducida ante el aumento en la
generación de potencia activa [23]. El esquema de protección de 0.625 pu de tensión
residual por 100 ms no permite que el parque
D. Efecto en la tensión de la barra de interconexión permanezca en operación después de una falla que
de las variaciones de la velocidad del viento con dure 650 ms y que tenga una tensión residual de 0.05
DFIG. pu. Si se tiene en el parque este tipo de tecnología con
Para el caso de los DFIG se simuló el mismo los últimos diseños de tolerancia de tensión los
comportamiento del viento. Los resultados hacen ver aerogeneradores pueden hacerle frente una falla con
la relación inversamente proporcional que existe entre las características mencionadas. El parque puede
la tensión de la barra de interconexión y la velocidad seguir entregando potencia de manera estable después
del viento en el PEVC, sin embargo para el caso del de liberada la falla aunque esta sea una de las más
DFIG la variación es mínima (< 0.01 p.u.). Ver Fig. severas en el sistema de distribución. Ver Fig 13.
11.
Fig. 13. Tensión en la barra de interconexión del PEVC ante una
depresión de tensión de 0.05 pu. Al estar el PEVC con el esquema
de protección de 0.15 pu de tensión por 700 ms. El PEVC es capaz
de seguir operando después de liberada la falla si la tecnología es
DFIG.
El PEVC toleraría esta falla porque la magnitud de
Fig. 11. Tensión en la barra de interconexión cuando varía la la tensión en la barra de baja tensión de cada
velocidad del viento del PEVC con DFIG. Se da una relación aerogenerador es mayor que en S.T. Escazú. Este
inversamente proporcional con una variación mínima. comportamiento se debe a la capacidad del DFIG de
aportar potencia reactiva durante la falla para elevar el
El comportamiento de la tensión de la barra de nivel de tensión. Ver Fig. 14. En la Fig. 14 los valores
interconexión es muy favorable cuando el PEVC tiene menores a cero implican generación de Q, lo cual se
la tecnología DFIG. Este comportamiento se debe a da durante la falla el DFIG trata de mantener el nivel
que el sistema de control está en modo de regulación de tensión. El aerogenerador con IG no puede realizar
de tensión y hace que el DFIG se comporte como una esta función, por lo que es muy susceptible a
compensación dinámica manipulando la componente depresiones de tensión y esta falla provocaría su
de eje en cuadratura de la corriente del rotor. disparo definitivamente.
E. Hueco de tensión (“sag”) de 0.05 pu y 650 ms
para la tecnología IG provocado por una falla
trifásica.
Después de una desconexión del PEVC con IG
provocada por una falla en el sistema de distribución,
Fig. 14. Potencia reactiva en la barra colectora del PEVC. Negativo
el nivel de tensión de la barra aumenta y se ubica en implica generación por parte de los aerogeneradores.
un nuevo punto. Esto se debe a que el PEVC ya no
está generando y la demanda de potencia reactiva a la
VIII. Conclusiones
barra de interconexión por parte del parque
desaparece. Ver Fig. 12. Una manera práctica para analizar la interconexión
de un parque eólico a un sistema de distribución ha
sido presentada. El análisis va desde el estudio del
punto de interconexión, hasta el análisis dinámico de
la interacción parque eólico - red eléctrica. Del
análisis se desprenden las siguientes conclusiones. La
tensión en la barra de interconexión es susceptible a la
entrada en línea y operación del parque eólico por la
Fig. 12. Tensión en la barra de interconexión del PEVC ante una
dependencia que existe entre la tensión y a potencia
depresión de tensión de 0.05 pu por 650 ms. Al estar el PEVC con generada. Los aerogeneradores directamente
el esquema de protección de 0.625 pu de tensión por 100 ms. conectados (IG) no tienen la suficiente robustez para
tolerar las perturbaciones de tensión típicas de la barra
de interconexión. Los aerogeneradores doblemente
alimentados (DFIG) hacen que no se impacte de
manera importante la tensión de la barra de
interconexión durante el arranque y el instante
9

10. posterior a la liberación de una falla, así como durante [8] Wind Farm Power Station Grid Code Provisions, ESB
National Grid, Jul. 2004. Available: http://www.eirgrid.com
la operación normal. Con respecto a la robustez ante [9] Wind turbines connected to grids with voltages below 100 kV,
perturbaciones de tensión, los aerogeneradores Eltra-Elkraft Standard TF 3.2.6, May. 2004. Available:
doblemente alimentados superan las fallas del sistema http://www.eltra.dk
de distribución de una manera sustancialmente mejor [10] R. Gagnon, G. Sybille, S. Bernard, D. Paré, S. Casoria, C.
Larose, “Modeling and Real-Time Simulation of a Doubly-
que los directamente conectados. Se recomienda la Fed Induction Generator Driven by a Wind Turbine,”
utilización de aerogeneradores con tecnología presentada en la International Conference on Power Systems
doblemente alimentada debido a que la barra de Transients (IPST´05), Montreal, Canada, 2005.
interconexión no es lo suficientemente robusta ni [11] T. Gjengedal, "Large scale wind power farms as power
plants," presentada en la Nordic Wind Conference, Göteborg,
presenta un nivel de calidad de energía que permita la Suecia, 2004.
operación confiable de un parque con aerogeneradores [12] S. Seman, J. Niiramen, y A. Arkkio, "Ride-Through Analysis
IG según el análisis eléctrico y de calidad de tensión of Doubly fed induction wind-power generator under
del punto de interconexión. Se recomienda que los unsymmetrical network disturbances," IEEE Trans. Power
Systems, vol. 21, pp. 1782-1789, Nov. 2006.
aerogeneradores a ser instalados en el PEVC tengan [13] Vestas Wind Systems A/S, Advanced Grid Option 2, Dic.
un sistema de tolerancia de tensión (VRT) para que la 2003.
entrega de potencia no esté supeditada a los disturbios [14] Lahmeyer International – Insuma, Estudio de Factibilidad
característicos del sistema de distribución. para el Proyecto Eólico del Valle Central, Lahmeyer
International - Insuma, San José, Costa Rica, 2004.
[15] C. T. Ragsdale, Spreadsheet Modeling and Decision Analysis,
IX. Agradecimientos USA: South-Western Educational Publishing, 3ra. Ed. 2000,
p. 496-508.
Los autores agradecemos a los funcionarios R. [16] J. Cidrás, A. E. Feijóo, “Synchronization of Asynchronous
Sancho, A. Zaglul y J.C. Montero del Laboratorio de Wind Turbines,” IEEE Trans. Power Systems, vol.17, NO. 4,
Simulación de Sistemas de Potencia (LSSP) del ICE; pp. 1162-1169, Nov. 2002.
por su gran colaboración en la realización de este [17] T. Burton, D Sharpe, N. Jenkins, E. Bossanyi, Wind Energy
Handbook, Inglaterra: Wiley, 2006, p. 284.
trabajo. También agradecemos a la Escuela de [18] M. Pöller, S. Achilles, “Aggregated Wind Farm Models for
Ingeniería Eléctrica de la Universidad de Costa Rica Analyzing Power System Dynamics,” presentada en la 4th
por la su valioso aporte para la realización del international workshop on large-scale integration of wind
presente estudio. power and transmission networks for offshore wind farms
(Proc.), Billund, 2003.
[19] D. J. Trudnowski, A. Gentile, J. M. Khan, E. M. Petritz,
XI. Apéndice “Fixed Speed Wind Generator and Wind Park Modeling for
Transient Stability Studies,” IEEE Trans. Power Systems,
TABLA I vol.19, NO. 4, pp. 1911-1917, Nov. 2004.
Parámetros Utilizados para las Máquinas de [20] F. Nozari, M.D. Kankam, y W. Price, "Aggregation of
Inducción induction motors for transient stability load modeling," IEEE
Trans. Power Systems, vol. PWRS-2, pp. 1096-1102, Nov.
Parámetros IG Parámetros DFIG 1987.
Potencia : 660 kW Potencia: 850 kW [21] J. C. Montero, R. Sancho, J. Sancho, "Estudio del impacto de
Tensión Nominal: 690 V Tensión Nominal: 690 V fallas trifásicas y monofásicas de la red de 230 kV del SEN en
la generación eólica," LSSP-ICE, San José, Costa Rica,
Frecuencia: 60 Hz Frecuencia: 60 Hz Informe: LS-0408-30, Ago. 2004.
Rs: 0.0063 p.u. Rs: 0.0576 p.u. [22] L. Xu, Y. Wang, "Dynamic Modeling and Control of DFIG-
Based Wind Turbines Under Unbalanced Network
Ls: 0.0609 p.u. Ls: 0.0900 p.u. Conditions," IEEE Trans. Power Systems, vol. 22, pp. 314-
Rr’: 0.0189 p.u. Rr’: 0.0216 p.u. 323, Feb. 2007.
Lr’: 0.7652 p.u. Lr’: 0.1440 p.u. [23] T. Petru, T. Thiringer, “Modelling of Wind Turbines for
Power System Studies,” IEEE Trans. Power Systems, vol.17,
Lm: 4.24 p.u. Lm: 4.56 p.u. NO. 4, pp. 1132-1139, Nov. 2002.
Pares e Polos: 2 Pares e Polos: 3
Constante de Inercia: 5 s. Constante de Inercia: 3 s.
XIII. Biografías
Marco Acuña Mora nació en Guápiles, Costa Rica el 7 de
XII. Referencias septiembre de 1980. Se graduó en la Universidad de Costa Rica en
[1] CEMPE, “Plan de Expansión de la Generación Eléctrica de el 2004 como bachiller en Ingeniería Eléctrica. Es egresado del
Costa Rica 2006-2025”, ICE, Enero 2006, San José, Costa grado de licenciatura de la Universidad de Costa Rica y
Rica. actualmente cursa una Maestría Profesional en Ingeniería Eléctrica
[2] K. Burges, "Dynamic modelling of wind farms in en la misma Universidad. Trabaja desde el 2004 en la CNFL, S.A.
transmission networks," ECOFYS, Berlín, Alemania, 2004. en planeamiento y diseño de sistemas de distribución de energía
[3] T. Ackermann, Wind Power in Power Systems, Stockholm, eléctrica integración de proyectos de generación. Sus campos de
Sweden: Wiley, 2005, p. 72, 110. interés son planeamiento y diseño de sistemas de distribución,
[4] Y. H. Song, A. T. Johns, Flexible AC Transmission Systems simulación de sistemas de media tensión y máquinas eléctricas para
(FACTS), Herts, United Kingdom, IEE, 1999, p. 569. generación a partir de fuentes de energía renovables.
[5] F. Iov, A. D. Hansen, P. Sorensen, F. Blaabjerg, "Wind
Turbine Blockset in Matlab/Simulink and Description of the Luis Fdo. Andrés Jácome, nació en San José, Costa Rica el 31 de
Models," Aalborg University – RISO Tech. Report. Marzo, julio de 1964. Se graduó en la Universidad de Costa Rica en el
2004, Disponible: 1986 como bachiller en Ingeniería Eléctrica. Es egresado del grado
http://www.iet.auc.dk/Research/research_prog/wind_turbine/P de licenciatura de la Universidad de Costa Rica y actualmente cursa
rojects/ SimPlatformPrj/htm_files/Project.htm una Maestría Profesional en Ingeniería Eléctrica en el mismo
[6] J. E. McArdle, "Dynamic modeling of wind turbine generators centro. Labora desde octubre de 1986, en la CNFL, S.A.
and the impact on small lightly interconnected grids," Wind Actualmente es el jefe del Departamento de Planificación y Diseño,
Engineering, vol. 28, No. 1, pp. 57-74, 2004. área encargada de lo relacionado con la ingeniería de distribución,
[7] Wind Power Facilities Technical Requirements, Alberta planeamiento, especificación y diseño de las obras requeridas por el
Electric System Operator Standard, Nov. 2004. Available: sistema de distribución de CNFL, S. A.
http://www.aeso.ca
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