1.1 Situación actual de la energía eólica

El 19,27% de la potencia instalada del sistema eléctrico español corresponde a los parques eólicos instalados en territorio nacional. Este dato corresponde al anuario Eólica 2010 de la Asociaimportancia que ha adquirido en 2009 esta forma de energía renovable en España.

La energía eólica se está convirtiendo en la principal fuente de energía renovable, frente al resto de sistemas de generación, y en la mejor alternativa al uso de recursos fósiles o nucleares. Todo esto se encuentra corroborado por resultados en 2009. Según2009 tuvo lugar un incremento de la potencia eólica instalada a nivel mundial del 31%, es decir, un total de 37.000MW más.Eólica (EWEA) este tipo de tecnología de generación eléctrica fue la que experimentó un mayor incremento de la potencia instalada40% en la Unión Europea, como se puede observar en la

Figura 1.1 Reparto por tecnologías

Hidráulica Nuclear

2%

Residuos

2%

Biomasa

2%

Fuel Oil

2%

Carbón

9%

Fotovoltaica

16%

Introducción

C

Introducción

ión actual de la energía eólica

El 19,27% de la potencia instalada del sistema eléctrico español corresponde a los parques eólicos instalados en territorio nacional. Este dato corresponde al anuario

a Asociación Empresarial Eólica (AEE) [1]. En él, se refleja la importancia que ha adquirido en 2009 esta forma de energía renovable en España.

La energía eólica se está convirtiendo en la principal fuente de energía renovable, frente de generación, y en la mejor alternativa al uso de recursos fósiles o

nucleares. Todo esto se encuentra corroborado por resultados en 2009. Según2009 tuvo lugar un incremento de la potencia eólica instalada a nivel mundial del 31%,

otal de 37.000MW más. Además, según la Asociación Europea de Energía Eólica (EWEA) este tipo de tecnología de generación eléctrica fue la que experimentó un mayor incremento de la potencia instalada [1]. Esto es, el pasado año aumentó en un

n Europea, como se puede observar en la Figura 1.1.

por tecnologías de la nueva potencia instalada en 2009 en la Unión Europea.

Océano

0%

Otro gasMinihidráulica

0%

Termoeléctrica

1%

Hidráulica

1%

Gas Natural

26%

Eólica 39%

3

Capítulo 1

Introducción

El 19,27% de la potencia instalada del sistema eléctrico español corresponde a los parques eólicos instalados en territorio nacional. Este dato corresponde al anuario

. En él, se refleja la importancia que ha adquirido en 2009 esta forma de energía renovable en España.

La energía eólica se está convirtiendo en la principal fuente de energía renovable, frente de generación, y en la mejor alternativa al uso de recursos fósiles o

nucleares. Todo esto se encuentra corroborado por resultados en 2009. Según [1], en 2009 tuvo lugar un incremento de la potencia eólica instalada a nivel mundial del 31%,

Además, según la Asociación Europea de Energía Eólica (EWEA) este tipo de tecnología de generación eléctrica fue la que experimentó

. Esto es, el pasado año aumentó en un

potencia instalada en 2009 en la Unión Europea.

Geotérmica

0%

Océano

0%

Otro gas

0%

Introducción

4

Además, es posible determinar diversas razones que aseguran el prolifero futuro que le espera a este tipo de generación. De éstas cabe destacar la constante mejora de las turbinas eólicas, tanto en rendimiento como en potencia nominal, una mayor concienciación medioambiental y la creciente aparición de los parques eólicos marinos (offshore) en el litoral de diversos países.

Estos últimos tipos de parques se presentan como una alternativa prometedora, debido a diversas ventajas. De éstas es posible destacar [2]:

o Unas mayores velocidades del viento marino respecto a las del interior del territorio.

o El viento es más estable.

o La disponibilidad de enormes espacios, lo que permite establecer parques mucho más numerosos y de mayor potencia.

o Baja rugosidad superficial en el mar, lo que se traduce en una reducción de la altura de las torres.

o Menor turbulencia que en parques de interior, lo que supone una menor fatiga del aerogenerador y un aumento de su disponibilidad y de su vida útil.

o Menor impacto sonoro y visual sobre el paisaje.

Existen países que ya han tomado la iniciativa en este tipo de parques, entre ellos se encuentran Dinamarca y Reino Unido, quienes lideran la puesta en marcha de esta tecnología. Pese a las numerosas ventajas, esta alternativa también presentan una serie de inconvenientes: los elevados costes de cimentación e infraestructura eléctrica, dificultades en la construcción y obra civil o las limitaciones de acceso a las instalaciones, debido a que las condiciones ambientales marinas hacen que todavía sea una tecnología muy costosa

A pesar de todo, este tipo de parques sigue en constante aumento. Una muestra del potencial de los parques marinos se observa en el mayor parque eólico costero marítimo (offshore) inaugurado a finales de septiembre de 2010 en Thanet, en Reino Unido, a 12 kilómetros de la costa. Dicha instalación consta de 100 aerogeneradores de tres megavatios cada uno [3]. En la Figura 1.2 se puede observar una vista general del parque.

Introducción

5

Figura 1.2 Vista del parque eólico marina de Thanet, en la orilla de la costa sureste de Inglaterra

En España, la situación es igual de prometedora para esta tecnología, de hecho, se encuentra en el cuarto país del mundo con mayor infraestructura eólica instalada después de Alemania, EEUU y China [1]. Puede observarse en la Figura 1.3.

Figura 1.3 Reparto por países de potencia eólica instalada acumulada a nivel mundial. 2004-2009

0

2500

5000

7500

10000

12500

15000

17500

20000

22500

25000

27500

30000

32500

35000

37500

MW

Instalada en 2009

Instala en 2008

Instalada en 2007

Instalada en 2006

Instalada en 2005

Total a 31/12/2004

Introducción

6

En cuanto a la energía eólica marina nacional, se observa un cierto retraso respecto a algunos países europeos. Los motivos que justifican esta situación son la necesidad de superar diversas barreras políticas y técnicas para poder iniciar el proceso de instalación. Para la superación de éstas se han ofertado subvenciones a varios proyectos I+D+i, como el proyecto CENIT o el Proyecto Singular Estratégico EMERGE [1]. Uno de los últimos pasos ha sido la creación de la estación ZÈFIR Test Station, en la costa de Tarragona, para la realización de ensayos de aerogeneradores marinos en aguas profundas gracias al acuerdo firmado por el Instituto de Investigación en Energía de Cataluña (IREC) con diversas empresas tales como Alstom, Enel Green Power o Gamesa [4], y cuya primera fase tiene prevista “la instalación de un máximo de cuatro aerogeneradores a 3,5 kilómetros de la costa y con una potencia total no mayor de 20 MW” [5] y la segunda fase “con un máximo de 8 aerogeneradores flotantes que se instalarán a unos 30 kilómetros de la costa y que sumarán un máximo de 50 MW” [5] .

También es importante destacar el último hito histórico de generación de energía eólica en España registrado el 9 de noviembre del 2010, al alcanzar una potencia generada de 14962 MW, suponiendo un 46,65% de la generación total en aquel momento [6].

A pesar del prometedor futuro que presenta la energía eólica como fuente renovable, existen todavía inconvenientes que dificultan esta meta. Estos tienen dos orígenes diferenciados:

• El primero de ellos es el impacto medioambiental que supone este tipo de instalaciones. Se trata de torres de gran altura, visibles a gran distancia, lo que produce un obvio deterioro e impacto visual. Sin embargo, el impacto producido frente al que le correspondería a otras instalaciones de generación, tales como nuclear o hidráulicas, es mucho menor, suponiendo una gran ventaja. Además, uno de los temas más discutidos desde la aparición de este tipo de instalaciones, y que todavía sigue avivado en los parques terrestres y costeros marinos (offshore), es la mortalidad de aves migratorias y murciélagos.

• La dificultad en la gestión de la energía eólica. La energía eólica se trata de una fuente de energía de difícil gestión y con cierta aleatoriedad, aunque controlada por medio de las previsiones. Esta variabilidad de la energía extraíble del viento provoca que el factor de capacidad de esta tecnología sea menor que la de otras formas de generación. Por ejemplo, el factor de capacidad de un parque eólico terrestre oscila entre 20% y 40%, mientras que el de una central de cogeneración entre 45% y 55%, una nuclear entre 80% y 90%, o una térmica entre 55% y 70% [7].

De este modo, y para enfocar el presente proyecto, se destaca la importancia de la predicción del recurso eólico en el emplazamiento y, como no, el estudio de la fiabilidad y disponibilidad de la instalación. Un parque eólico con una alta disponibilidad de todos los aerogeneradores y una gran fiabilidad de todos sus componentes y conexiones eléctricas permitirá aprovechar al máximo el recurso eólico, alcanzar un mayor factor de capacidad y hacer que la inversión en dicha instalación sea lo más rentable posible.

Introducción

7

1.2 Justificación del proyecto en la actualidad

Tras revisar la importancia que tiene la energía eólica y observar el incremento de la potencia instalada es necesario reseñar que este tipo de energía posee dos características importantes, que se van a desarrollar a continuación.

• Por un lado, la generación eólica empieza a competir como una tecnología convencional más. El aumento de la potencia nominal de los parques y la aparición de turbinas con una capacidad cada vez mayor hacen que estos empiecen a estar obligados a participar en el mercado eléctrico. Éste es el caso de España, en el que según el Real Decreto 661/2007 para parques de potencia mayor de 50 MW o parques eólicos marinos de cualquier potencia, es obligatorio participar en el mercado liberalizado como productores convencionales y proveer de servicios en el mercado de reserva o complementarios [8]. Así, también pueden ser objetivo de sanciones como consecuencia de los mercados intradiarios y los desvíos. Esto provoca que la energía eólica se vea como una alternativa al resto de sistemas convencionales.

• En otro sentido, se ha convertido en un negocio fuerte y en una forma más de inversión para numerosas empresas. La generación eólica, desde el punto de vista económico, centra su meta en la rentabilidad extraíble, al igual que cualquier otro tipo de inversión. De este modo, a la hora de diseñar y planificar un parque eólico es necesario prestar atención en dos aspectos:

o Reducir los costes de generación del parque, esto es, el precio que supone la producción de una unidad de energía.

o Incrementar el factor de capacidad de la instalación. Éste corresponde al cociente entre la energía producida durante un periodo de tiempo y la energía total que el sistema podría generar en condiciones de carga completa de generación constante durante dicho periodo [9],[10],[11].

Pero a pesar de la influencia de los dos anteriores aspectos, los principales factores en los que se debe fijar la atención a la hora de poner en marcha un proyecto como éste son los aspectos económicos tales como el tiempo de amortización, la tasa interna de retorno o el valor actual neto de la inversión.

La inversión necesaria para la puesta en marcha de un parque eólico corresponde principalmente a la construcción de éste y a una serie de procesos previos relacionados con el estudio del recurso eólico, análisis y diseño de la instalación. Estas etapas anteriores a la construcción adquieren también una cierta importancia.

Las etapas previas de un proyecto eólico se centran principalmente en [12]:

o Estudio del potencial eólico de distintos emplazamientos, con el objetivo de encontrar el lugar con más recursos disponibles. Esto se lleva a cabo a través de mediciones en estaciones de medida, históricos meteorológicos y otros tipos de datos existentes de la zona.

o Predicción del potencial eólico extraíble. Este paso es fundamental, ya que una predicción incorrecta va acompañada de unos costes y pérdidas considerables.

o Estudios de flora, fauna e impacto medioambiental.

Introducción

8

o Desarrollo y selección de los aerogeneradores, ubicación y tipo de interconexión eléctrica de estos (layout).

o Análisis de las características de la interconexión de la transmisión de potencia eléctrica a la red.

Del mismo modo, para la predicción de generación eólica y la elección de aerogeneradores se emplean numerosas fórmulas de predicción y herramientas informáticas tales como WASP (Wind Atlas Analysis and Application Program) [12].

Por lo tanto, se podría afirmar que todos estos procesos están centrados en conseguir optimizar al máximo el recurso eólico. De manera que, se debe centrar la atención en la predicción eólica y en la fiabilidad y disponibilidad del parque eólico. Y es en este último aspecto, en el que el presente proyecto mantiene toda su atención.

Por ello, se define la fiabilidad del parque eólico como la capacidad de éste para suministrar la energía eólica disponible bajo unas condiciones dadas y durante un intervalo de tiempo determinado [13]. Es la garantía que ofrece el parque para aprovechar al máximo el recurso eólico disponible. Además, una buena fiabilidad puede llegar a suponer una reducción del mantenimiento del parque y un aumento de la disponibilidad de la instalación.

En otro sentido, la fiabilidad de un parque eólico se ve influenciada a su vez por diversos factores, de entre los que cabe destacar los siguientes [9], [14]:

o Diseño y construcción del parque.

o Fiabilidad de los componentes.

o Tecnología de las turbinas.

o Variabilidad y aleatoriedad de la velocidad del viento.

o Interconexión eléctrica de los aerogeneradores.

o Anomalías propias de la red.

De modo que, el presente proyecto se centrará en la influencia de los componentes y el esquema de interconexión eléctrica del parque sobre su fiabilidad global.

El modo en que dichos componentes individuales y la topografía de la instalación (layout) influyan se observará, fundamentalmente, en su probabilidad de fallo y en cómo el parque responderá ante uno de estos fallos. Esto es, produciéndose la indisponibilidad de un número de aerogeneradores y dejando de suministrar una cantidad de energía a la red.

Para mejorar la fiabilidad del parque se puede utilizar componentes con mejores índices de fiabilidad y reducir el número de fallos, o bien diseñar una topología de la instalación eléctrica que reduzca los efectos de los fallos a través de la introducción de redundancias en el esquema de conexión.

Para ello, se deberá disponer de valiosa información estadística que detalle la fiabilidad de los componentes [13]. No obstante, a veces resulta complicado obtener estos datos. Tras obtenerlos, el empleo de modelos estadísticos permitirá conocer información sobre la probabilidad de fallo de cualquier componente.

Posteriormente, y tras modelar las distintas partes de la instalación, el uso del método probabilístico de Monte Carlo facilitará la creación de una herramienta informática para el cálculo de índices de fiabilidad del parque [9] [10] [15] [16] [17]. Así, el programa

Introducción

9

informático permitirá conocer los índices de fiabilidad de distintas configuraciones en las que se han introducido redundancias y reducir los efectos de los fallos de los componentes.

Del mismo modo, y sin quitar atención al aspecto económico de la generación eólica, también se llevará a cabo un estudio económico de la inversión en los diferentes modelos de parques. Para ello, se analizará por un lado la inversión que supone la introducción de redundancias en el esquema eléctrico y por otro, el incremento en la energía suministrada a la red que se observa. De esta manera, podrá verse en qué medida el diseño de la instalación influye en la rentabilidad del parque y la importancia de este estudio en la planificación y en el diseño de un parque eólico.

1.3 Objetivos

Como se ha mencionado anteriormente, la fiabilidad de los parques eólicos, el aprovechamiento del viento y la disponibilidad y suministro de energía a la red se encuentran influenciados por la fiabilidad y tiempo de reparación de los componentes y por la propia configuración del esquema eléctrico de conexión presentado. En este sentido, la influencia de la estructura de la instalación eléctrica del parque (layout) es el aspecto principal en el que se centra este trabajo, efecto que se refleja en diversas situaciones mencionadas a continuación.

La primera de ellas, en la que la interconexión eléctrica muestra un comportamiento importante, es en la respuesta ante el fallo. Como toda instalación eléctrica, las plantas eólicas están expuestas a fallos de sus componentes y a eventualidades externas como caídas de rayos. Considerando la correcta calibración y colocación de las protecciones, éstas actuarán ante la presencia de una falta y, por lo tanto, llevarán a cabo la desconexión de una cantidad de aerogeneradores, dependiendo del tipo de fallo. Una vez aislado el fallo y durante la reparación, el resto de la instalación que haya sido desconectada se volverá a conectar y cederá energía a la red en condiciones normales. Sin embargo, esto último no es posible muchas veces debido a la configuración de la red. En determinados esquemas, hay componentes en los que el fallo produce la desconexión de varias unidades de generación durante todo el tiempo que dure la reparación del elemento dañado, lo que provoca que la pérdida de energía volcada a la red sea grande. Este es el caso, por ejemplo, de faltas en las líneas de media tensión en configuraciones radiales, en el que dicha falta produce la desconexión de toda la línea de generación (feeder) durante la reparación del tramo de línea. Véase un ejemplo en la Figura 1.4. Un fallo en el tramo indicado de línea de dicha configuración radial de parque eólico hará que durante el tiempo de reparación del punto de línea, los aerogeneradores conectados a partir de éste se vean incapacitados para suministrar energía a la subestación de cabecera.

Introducción

10

Figura 1.4 Configuración radial básica con fallo en línea.

Otra situación parecida se produce durante las labores de mantenimiento de la instalación. En mucha ocasiones, para realizarlas, es necesario desconectar determinados componentes y proceder a actuar sobre ellos. De este modo, se hace muy importante poseer medios y conexiones que permitan recircular la energía generada por los aerogeneradores y que el impacto del mantenimiento sobre la energía cedida sea la menor posible. Un ejemplo que permita explicarlo se muestran en la Figura 1.5 y Figura 1.6. En ambas configuraciones se desea llevar a cabo el mantenimiento del seccionador Ss1.1. En la topología radial, la desconexión de dicho elemento obliga a que los aerogeneradores situados a partir de este punto no puedan ceder energía mientras dure la actuación de mantenimiento. Sin embargo, en la segunda configuración se observa que durante este tiempo de operación, los aerogeneradores instalados a continuación del tramo desconectado puedan recircular la energía a la subestación gracias a la redundancia introducida en los extremos de las ramas.

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11

Figura 1.5 Configuración radial

Figura 1.6 Configuración mallada.

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A simple vista parece interesante dotar a los parques de esquemas eléctricos con redundancias como en las configuraciones malladas o en anillo, ya que permiten la sectorización de los fallos y la continuación del suministro de la energía. Este es el caso de los esquemas de las redes de distribución y transporte actuales. El empleo de configuraciones como en anillo, pétalo o huso, o la obligatoriedad del Criterio N-1 tienen como objetivo garantizar el funcionamiento de la red a pesar de la aparición de cortes por faltas y mantenimiento. A pesar de esto, hasta ahora casi todos los parques eólicos terrestres presentan la configuración básica radial o en antena. Esto se debe a que esta configuración es la más sencilla y la que menor inversión económica y coste de mantenimiento requiere [9] [11] [18].

En este tipo de esquema, los aerogeneradores se conectan a lo largo de diversas ramas que surgen de la subestación de AT/MT. Estas ramas, que componen la instalación y que conectan una serie de aerogeneradores, forman unidades de generación. El esquema eléctrico de media tensión propio de este tipo de topología puede verse en la Figura 1.7 [11] [9].

Figura 1.7 Esquema eléctrico de media tensión de un parque eólico con configuración radial.

En ella, se observa cómo los aerogeneradores se conectan a la unidad de generación radial a través de su centro de transformación y cómo cada una de estas ramas cuenta con su propia protección en cabecera.

En cuanto a los parques eólicos marinos (offshore), se ha producido una extrapolación casi directa de este tipo de configuración radial a pesar de que la potencia, el tamaño y los tiempos de reparación son mayores que en los parques en tierra firme. La única configuración alternativa en plantas marítimas, además de algunas propuestas realizadas actualmente para futuros parques, se puede observar en el parque eólico North Hoyle [9]

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13

[11]. En él se han introducido redundancias en la red eléctrica para garantizar el suministro ante un fallo del sistema como puede verse en la Figura 1.8 [9] [11].

Figura 1.8 Esquema eléctrico del parque eólico marino de North Hoyle.

Uno de los motivos por los que el esquema eléctrico radial sigue siendo el más empleado, es porque a la hora de diseñar el parque eólico los aerogeneradores son distribuidos sobre el terreno de forma que se aproveche el viento al máximo. De este modo, la conexión eléctrica se estudia con posterioridad a la situación de los aerogeneradores en el terreno. Además, se tienen en cuenta otros aspectos como la fiabilidad, aspectos económicos y de pérdidas energéticas [12].

Dicho todo esto, el objetivo principal del presente proyecto consiste en determinar en qué grado el tipo de configuración de la instalación eléctrica escogida para un parque eólico es capaz de influenciar en los índices de fiabilidad de dicha instalación y en la energía total no suministrada, debido a cortes y faltas del sistema.

De este modo, se intentará demostrar la hipótesis inicial, es decir, una instalación que presente redundancias en el esquema sufrirá una cantidad de energía no suministrada a la red menor que una instalación con esquema radial. Para ello, se analizará cuatro topologías, con distintos tipos de redundancias, y se estudiarán sus índices de fiabilidad, frente a los de una configuración radial con iguales características de potencia nominal total, número y tipo de aerogeneradores, e igual perfil de viento anual.

Además, se tendrá en cuenta que la introducción de redundancias supone una inversión en su construcción y puesta en marcha y un incremento del gasto anual de mantenimiento. De este modo, se analizará la inversión que supondrían dichas mejoras sobre un esquema radial, y se comparará con el incremento de ingresos derivados de la reducción de la energía no suministrada al introducir dichas mejoras. Todo esto, se estudia durante la vida útil estimada del parque y para una determinada localización y perfil de viento.

Para mejor comprensión, considérese el caso siguiente.

Se requiere el diseño de un parque eólico compuesto por 10 aerogeneradores de potencia determinada. La configuración básica más sencilla y económica es la referida anteriormente, la configuración radial. De este modo, la primera topología a estudiar es una radial formada por dos ramas con cinco aerogeneradores conectados en cada uno de ellas, tal como se muestra en la Figura 1.9.

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Ic1

Sct1.1.2

G1.1 L1.1

Sct1.1.1

Ict1.1 Se1.1

Sc1.1

Ss1.1

Sct1.2.2

G1.2 L1.2

Sct1.2.1

Ict1.2 Se1.2

Ss1.2

Sct1.3.2

G1.3 L1.3

Sct1.3.1

Ict1.3 Se1.3

Ss1.3

Sct1.4.2

G1.4 L1.4

Sct1.4.1

Ict1.4 Se1.4

Ss1.4

L1.5Se1.5

Sct1.5.2

G1.5

Sct1.5.1

Ict1.5

Sct2.1.2

G2.1 L2.1

Sct2.1.1

Ict2.1 Se2.1

Ss2.1

Sct2.2.2

G2.2 L2.2

Sct2.2.1

Ict2.2 Se2.2

Ss2.2

Sct2.3.2

G2.3 L2.3

Sct2.3.1

Ict2.3 Se2.3

Ss2.3

Sct2.4.2

G2.4 L2.4

Sct2.4.1

Ict2.4 Se2.4

Ss2.4

L2.5Se2.5

Sct2.5.2

G2.5

Sct2.5.1

Ict2.5

Sc1.2

Ic2

Sc2.1

Sc2.2

Isub

Ssub

Tsub

Figura 1.9 Configuración radial. Dos ramas y diez aerogeneradores.

Como se verá más adelante, el análisis de un fallo tendrá en cuenta las protecciones que actúan, el aislamiento del componente fallado y la potencia perdida a causa de éste, [17]. A la hora de analizar un fallo en el parque, se diferenciarán dos etapas distintas.

o La primera de ellas consiste en la detección y aislamiento del fallo. El tiempo de dicho periodo depende de varios factores como el tipo de mando sobre las conexiones (telemandado, manual,…) y condiciones climáticas y de accesibilidad. Durante esta etapa se producirá la desconexión de un determinado número de aerogeneradores debido a la actuación de las protecciones.

o La segunda consiste en la reparación del componente fallado. Su duración está reflejada en el tiempo de reparación medio del componente, como se definirá más adelante. Durante dicha etapa se conectarán algunos aerogeneradores que anteriormente estaban desconectados, y otros seguirán estando aislados de la red aunque no estén directamente involucrados.

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15

Para este primer ejemplo, se analizará el fallo en un tramo de línea, debido a que las faltas en los tramos de líneas son que aquellas con mayores repercusiones en el parque.

Si, por ejemplo, se produjera un fallo en el tramo de línea L1.3, tendría lugar la actuación de las protecciones Ic1, Ict1.1, Ict1.2, Ict1.3, Ict1.4 e Ict1.5. Analizando las dos etapas que se dan ante esta falta:

o En el primer periodo, se lleva a cabo el aislamiento del elemento fallado. En este caso se producirá la apertura de los seccionadores Ss1.2 y Se1.3, los cuales permitirán separar el componente del resto de instalación. Una vez que se lleva a cabo el aislamiento, también tendrá lugar la reconexión de los interruptores Ic1, Ict1.1 e Ict1.2. Hasta que se produzca el aislamiento de L1.3, todos los aerogeneradores de la rama correspondiente se encuentran desconectados y sin ceder energía a la red.

o En el segundo periodo tiene lugar la reparación de L1.3. Durante este periodo de tiempo, definido por el tiempo medio de reparación de la línea, los generadores G1.1 y G1.2 vuelven a conectarse y a volcar energía a la red ya que se ha producido la conexión de Ic1, Ict1.1 e Ict1.2 y que el tramo de línea está aislado durante la reparación. Sin embargo, los aerogeneradores G1.3, G1.4 y G1.5 se ven imposibilitados de ceder energía ya que no hay ninguna conexión disponible hasta la subestación. De este modo, durante esta fase continúa habiendo una energía que se deja de suministrar a la red.

El fallo del resto de tramos de líneas, o los de los seccionadores Se y Ss, tendrán comportamientos similares en ambos periodos de reparación y con parecidas pérdidas de energía suministrada.

Como se ha dicho anteriormente, este esquema radial es el más económico y el que menor inversión en construcción y mantenimiento requiere. Sin embargo, según se ha reflejado anteriormente, a través de la introducción de redundancias en las conexiones es posible mejorar su comportamiento ante fallos en lo correspondiente a energía no suministrada. Considérese ahora una nueva configuración correspondiente a la anterior pero en la que se le ha introducido una redundancia: los extremos de las dos ramas se han conectado creando una malla, como se puede observar en la Figura 1.10.

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16

Ic1

Sct1.1.2

G1.1 L1.1

Sct1.1.1

Ict1.1 Se1.1

Sc1.1

Ss1.1

Sct1.2.2

G1.2 L1.2

Sct1.2.1

Ict1.2 Se1.2

Ss1.2

Sct1.3.2

G1.3 L1.3

Sct1.3.1

Ict1.3 Se1.3

Ss1.3

Sct1.4.2

G1.4 L1.4

Sct1.4.1

Ict1.4 Se1.4

Ss1.4

Sct2.1.2

G2.1 L2.1

Sct2.1.1

Ict2.1 Se2.1

Ss2.1

Sct2.2.2

G2.2 L2.2

Sct2.2.1

Ict2.2 Se2.2

Ss2.2

Sct2.3.2

G2.3 L2.3

Sct2.3.1

Ict2.3 Se2.3

Ss2.3

Sct2.4.2

G2.4 L2.4

Sct2.4.1

Ict2.4 Se2.4

Ss2.4

Sc1.2

Ic2

Sc2.1

Sc2.2

Sct1.5.2

G1.5 L1.5

Sct1.5.1

Ict1.5 Se1.5

Ss1.5 Sct2.5.2

G2.5 L2.5

Sct2.5.1

Ict2.5 Se2.5

Ss2.5

Sm1.1 Sm1.2

Im1

Lm1 Lm2

Isub

Ssub

Tsub

Figura 1.10 Configuración mallada. Dos ramas y diez aerogeneradores.

Este tramo de línea que cierra la malla se encuentra acompañado de un interruptor Im y dos seccionadores Sm1 y Sm2. El interruptor se encontrará abierto en condiciones normales de funcionamiento del parque.

Analizando el fallo de L1.3 en esta nueva topología:

o En la primera etapa tendrá lugar el aislamiento del tramo de línea afectado por medio de la apertura de los seccionadores Ss1.2 y Se1.3. Una vez abiertos, se realizará la reconexión de los interruptores Ic1, Ict1.1, Ict1.2, Ict1.3, Ict1.4 e Ict1.5. Durante esta fase todos los aerogeneradores de la rama se encontrarán desconectados de la subestación.

o En la segunda etapa tendrá lugar la reparación de la línea L1.3. Sin embargo, durante este periodo se llevará a cabo la reconexión del interruptor Im, lo que permitirá que los aerogeneradores G1.3, G1.4 y G1.5 se conecten a la

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17

subestación a través de la malla que se ha cerrado y por la segunda rama adyacente. De esta manera durante la reparación todos los aerogeneradores se encontrarán cediendo energía a la red.

Comportamientos semejantes se pueden observar ante fallos en el resto de tramos de líneas o en los seccionadores Se y Ss. Como es visible, la introducción de esta redundancia supone una reducción considerable en la energía no suministrada debido a faltas o mantenimiento.

Sin embargo, esta mejora en la topología supone una inversión debido a la instalación del tramo de línea que cierra la malla, la adquisición de los seccionadores Sm e interruptor Im, y el aumento de la sección de las líneas de ambas ramas para soportar esta energía extra que deben transmitir en caso de fallo.

De este modo, se debe analizar la introducción de redundancias en la estructura de la instalación como una inversión que será recuperable a través de la reducción de la energía no suministrada frente a la que se produciría en una configuración básica radial.

El objetivo secundario de este proyecto es detectar los componentes de la instalación con peor fiabilidad y cuyos fallos presenten mayores repercusiones sobre el funcionamiento del parque. Esto puede ayudar a establecer líneas de mejora futuras en el mantenimiento de estos componentes.

Para cumplir con los anteriores objetivos marcados, se hará empleo de simulaciones a través del método de Monte Carlo, puesto que es muy adecuado debido al carácter arbitrario de la velocidad del viento y de los fallos de los componentes.

Para realizar las simulaciones de los esquemas será necesario modelar previamente el parque eólico. Para ello, se diseñará el esquema eléctrico que desee estudiarse y se diferenciarán todos los componentes que forman la instalación.

Una vez establecidos los elementos, se llevará a cabo la modelización de cada uno de ellos. La modelización se realizará asignando a cada uno de los componentes dos datos estadísticos muy importantes y que, más adelante, se desarrollarán con más detenimiento:

o Tasa de fallos del componente. Se define como el número de fallos de dicho elemento por unidad de tiempo (número fallos/tiempo)

o Tiempo medio de reparación. Se trata del cociente del tiempo total de reparación del componente expuesto durante un intervalo de tiempo y el número de fallos que sufre éste durante dicho periodo (tiempo total en reparación/número de fallos).

Con estos dos datos, se determinará la probabilidad de que el componente esté en estado de disponibilidad o indisponibilidad (fallo) [13] [15] [17].

Por otra parte, es necesario destacar que encontrar estos dos valores, para todos los componentes presentes en la instalación, posee una cierta dificultad [13]. Además, estos valores pueden ser dispares en el mismo componente, ya que estos depende en gran medida de las condiciones meteorológicas en las que se encuentren la instalación, las condiciones de mantenimiento, fecha en que se realizaron los históricos de los fallos…Por ejemplo, el tiempo de reparación de los componentes de los parques costeros será mayor que en los de los terrestres, debido a la dificultad de acceso y a la lejanía de este tipo de instalaciones.

Por todo esto, se observa la impovariables, ya que en función de éstas los modelos de los componentes y del parque se acercan más a la realidad simulación más fiables.

Tras modelar los elementos y el propio parque, se analizará la respuesta de la instalación ante el fallo de cada uno de éstos. Tras conocer la actuación del parque, se centrará en las protecciones que actúan ante las faltas y los aerogeneradores que se desconectan y dejan de ceder energía a la red. Posteriormente, se verá sobre qué seccionadores e interruptores será necesario actuar para aislar el fallo y los aerogeneradores que se pueden volver a reconectar mientras se realizan las actividades de reparación. La duración de cada una de estas fases se determinarán según se trate de una instalación terrestre o marina, según exista o no actuación telemandada y en función de la tasa de reparación de cada componente.

Tras analizar la respuesta del parque ante todos lsimulación, por medio del método probabilístico mencionado, para un intervalo de tiempo establecido, normalmente de un año. Pero para poder determinar la energía no suministrada por el parque, es necesario saber laaerogeneradores desconectados. Por ello, se necesitará saber la velocidad del viento en la localización escogida durante el periodo de tiempo.

De este modo, los datos de entrada para la simulación serán

� Tasa de fallos y tiempos de reparación de los componentes.

� Configuración del esquema eléctrico.

� Perfil de viento para el periodo escogido.

� Tipo de aerogenerador.

Figura 1. 11 Diagrama de bloques del proceso de simulación y cálculo de

Además, para el estudio económico serán necesarios datos adicionales. Entre ellos, se debe elegir entre la tarifa regulada o la participación en liel Real Decreto 661/2007 [8]

Introducción

Por todo esto, se observa la importancia que tiene adquirir valores fiables de estas dos variables, ya que en función de éstas los modelos de los componentes y del parque se

[13]. Consecuentemente se obtendrán unos resultados en la

odelar los elementos y el propio parque, se analizará la respuesta de la instalación ante el fallo de cada uno de éstos. Tras conocer la actuación del parque, se centrará en las protecciones que actúan ante las faltas y los aerogeneradores que se

an y dejan de ceder energía a la red. Posteriormente, se verá sobre qué seccionadores e interruptores será necesario actuar para aislar el fallo y los aerogeneradores que se pueden volver a reconectar mientras se realizan las actividades

duración de cada una de estas fases se determinarán según se trate de una instalación terrestre o marina, según exista o no actuación telemandada y en función de la tasa de reparación de cada componente.

Tras analizar la respuesta del parque ante todos los tipos de fallos, se llevará a cabo la simulación, por medio del método probabilístico mencionado, para un intervalo de tiempo establecido, normalmente de un año. Pero para poder determinar la energía no

arque, es necesario saber la potencia que podrían haber cedido los aerogeneradores desconectados. Por ello, se necesitará saber la velocidad del viento en la localización escogida durante el periodo de tiempo.

De este modo, los datos de entrada para la simulación serán [9]:

llos y tiempos de reparación de los componentes.

Configuración del esquema eléctrico.

Perfil de viento para el periodo escogido.

Tipo de aerogenerador.

Diagrama de bloques del proceso de simulación y cálculo de los índices de fiabilidad.

Además, para el estudio económico serán necesarios datos adicionales. Entre ellos, se debe elegir entre la tarifa regulada o la participación en libre mercado, según establece

[8] para calcular el ingreso adicional que conlleva la mejora

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rtancia que tiene adquirir valores fiables de estas dos variables, ya que en función de éstas los modelos de los componentes y del parque se

unos resultados en la

odelar los elementos y el propio parque, se analizará la respuesta de la instalación ante el fallo de cada uno de éstos. Tras conocer la actuación del parque, se centrará en las protecciones que actúan ante las faltas y los aerogeneradores que se

an y dejan de ceder energía a la red. Posteriormente, se verá sobre qué seccionadores e interruptores será necesario actuar para aislar el fallo y los aerogeneradores que se pueden volver a reconectar mientras se realizan las actividades

duración de cada una de estas fases se determinarán según se trate de una instalación terrestre o marina, según exista o no actuación telemandada y en función

os tipos de fallos, se llevará a cabo la simulación, por medio del método probabilístico mencionado, para un intervalo de tiempo establecido, normalmente de un año. Pero para poder determinar la energía no

podrían haber cedido los aerogeneradores desconectados. Por ello, se necesitará saber la velocidad del viento en

los índices de fiabilidad.

Además, para el estudio económico serán necesarios datos adicionales. Entre ellos, se bre mercado, según establece

o adicional que conlleva la mejora

Introducción

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de la configuración. Otros datos de interés en el análisis de inversión son los tipos de financiación, los costes anuales de mantenimiento de la nueva configuración, etcétera.

Por último, se debe señalar que para facilitar el análisis y poder hacer el estudio más dinámico y extrapolado a distintos tamaños y potencias de parques, se ha desarrollado un programa informático en Matlab. Por medio de esta herramienta informática se podrá seleccionar:

� El tipo de esquema de la instalación eléctrica que deseemos de entre cuatro tipos distintos

� Distancias de separación de los aerogeneradores.

� Tipo de parque (terrestre o marino).

� Tipo y potencia nominal de la turbina.

� Altura de la torre

� Perfil de viento a estudiar

� Vida útil de la instalación.

� Variables asociadas al estudio económico.

Como salidas, el programa ofrecerá información sobre:

� Inversión adicional por las redundancias.

� Energía no suministrada, número de fallos e interrupciones y tiempo total con interrupción.

� Ingreso adicional por ahorro de la energía no suministrada.

� Índices de calidad de servicio (TIEPI y NIEPI).

� Índices de fiabilidad (LOLP, LOLF, LOLD, LOLE)

� Análisis de la rentabilidad (VAN, TIR, tiempo de recuperación).