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ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI)

INGENIERO INDUSTRIAL

DISEÑO DE LA CONEXIÓN EN HVDC A LA RED ESPAÑOLA DE UN PARQUE EÓLICO

MARINO DE 200 MW

Autor: Marta Prieto Pardo

Director: Francisco Javier Martín Herrera

Madrid Julio 2014

1

AUTORIZACIÓN PARA LA DIGITALIZACIÓN, DEPÓSITO Y DIVULGACIÓN EN ACCESO

ABIERTO ( RESTRINGIDO) DE DOCUMENTACIÓN

1º. Declaración de la autoría y acreditación de la misma.

El autor Dña. Marta Prieto Pardo, como alumna de la UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS

(COMILLAS), DECLARA

que es el titular de los derechos de propiedad intelectual, objeto de la presente cesión, en

relación con la obra Diseño de la Conexión en HVDC a la Red Española de un Parque Eólico

Marino de 200 MW (Proyecto Fin de Carrera), que ésta es una obra original, y que ostenta la

condición de autor en el sentido que otorga la Ley de Propiedad Intelectual como titular único

o cotitular de la obra.

En caso de ser cotitular, el autor (firmante) declara asimismo que cuenta con el

consentimiento de los restantes titulares para hacer la presente cesión. En caso de previa

cesión a terceros de derechos de explotación de la obra, el autor declara que tiene la oportuna

autorización de dichos titulares de derechos a los fines de esta cesión o bien que retiene la

facultad de ceder estos derechos en la forma prevista en la presente cesión y así lo acredita.

2º. Objeto y fines de la cesión.

Con el fin de dar la máxima difusión a la obra citada a través del Repositorio institucional de la

Universidad y hacer posible su utilización de forma libre y gratuita ( con las limitaciones que

más adelante se detallan) por todos los usuarios del repositorio y del portal e-ciencia, el autor

CEDE a la Universidad Pontificia Comillas de forma gratuita y no exclusiva, por el máximo plazo

legal y con ámbito universal, los derechos de digitalización, de archivo, de reproducción, de

distribución, de comunicación pública, incluido el derecho de puesta a disposición electrónica,

tal y como se describen en la Ley de Propiedad Intelectual. El derecho de transformación se

cede a los únicos efectos de lo dispuesto en la letra (a) del apartado siguiente.

3º. Condiciones de la cesión.

Sin perjuicio de la titularidad de la obra, que sigue correspondiendo a su autor, la cesión de

derechos contemplada en esta licencia, el repositorio institucional podrá:

(a) Transformarla para adaptarla a cualquier tecnología susceptible de incorporarla a internet;

realizar adaptaciones para hacer posible la utilización de la obra en formatos electrónicos, así

como incorporar metadatos para realizar el registro de la obra e incorporar “marcas de agua”

o cualquier otro sistema de seguridad o de protección.

2

(b) Reproducirla en un soporte digital para su incorporación a una base de datos electrónica,

incluyendo el derecho de reproducir y almacenar la obra en servidores, a los efectos de

garantizar su seguridad, conservación y preservar el formato. .

(c) Comunicarla y ponerla a disposición del público a través de un archivo abierto institucional,

accesible de modo libre y gratuito a través de internet.

(d) Distribuir copias electrónicas de la obra a los usuarios en un soporte digital.

4º. Derechos del autor.

El autor, en tanto que titular de una obra que cede con carácter no exclusivo a la Universidad

por medio de su registro en el Repositorio Institucional tiene derecho a:

a) A que la Universidad identifique claramente su nombre como el autor o propietario de los

derechos del documento.

b) Comunicar y dar publicidad a la obra en la versión que ceda y en otras posteriores a través

de cualquier medio.

c) Solicitar la retirada de la obra del repositorio por causa justificada. A tal fin deberá ponerse

en contacto con el vicerrector/a de investigación ([email protected]).

d) Autorizar expresamente a COMILLAS para, en su caso, realizar los trámites necesarios para

la obtención del ISBN.

d) Recibir notificación fehaciente de cualquier reclamación que puedan formular terceras

personas en relación con la obra y, en particular, de reclamaciones relativas a los derechos de

propiedad intelectual sobre ella.

5º. Deberes del autor.

El autor se compromete a:

a) Garantizar que el compromiso que adquiere mediante el presente escrito no infringe ningún

derecho de terceros, ya sean de propiedad industrial, intelectual o cualquier otro.

b) Garantizar que el contenido de las obras no atenta contra los derechos al honor, a la

intimidad y a la imagen de terceros.

3

c) Asumir toda reclamación o responsabilidad, incluyendo las indemnizaciones por daños, que

pudieran ejercitarse contra la Universidad por terceros que vieran infringidos sus derechos e

intereses a causa de la cesión.

d) Asumir la responsabilidad en el caso de que las instituciones fueran condenadas por

infracción de derechos derivada de las obras objeto de la cesión.

6º. Fines y funcionamiento del Repositorio Institucional.

La obra se pondrá a disposición de los usuarios para que hagan de ella un uso justo y

respetuoso con los derechos del autor, según lo permitido por la legislación aplicable, y con

fines de estudio, investigación, o cualquier otro fin lícito. Con dicha finalidad, la Universidad

asume los siguientes deberes y se reserva las siguientes facultades:

a) Deberes del repositorio Institucional:

- La Universidad informará a los usuarios del archivo sobre los usos permitidos, y no garantiza

ni asume responsabilidad alguna por otras formas en que los usuarios hagan un uso posterior

de las obras no conforme con la legislación vigente. El uso posterior, más allá de la copia

privada, requerirá que se cite la fuente y se reconozca la autoría, que no se obtenga beneficio

comercial, y que no se realicen obras derivadas.

- La Universidad no revisará el contenido de las obras, que en todo caso permanecerá bajo la

responsabilidad exclusiva del autor y no estará obligada a ejercitar acciones legales en nombre

del autor en el supuesto de infracciones a derechos de propiedad intelectual derivados del

depósito y archivo de las obras. El autor renuncia a cualquier reclamación frente a la

Universidad por las formas no ajustadas a la legislación vigente en que los usuarios hagan uso

de las obras.

- La Universidad adoptará las medidas necesarias para la preservación de la obra en un

futuro.

b) Derechos que se reserva el Repositorio institucional respecto de las obras en él registradas:

- retirar la obra, previa notificación al autor, en supuestos suficientemente justificados, o en

caso de reclamaciones de terceros.

4

Madrid, a 21 de julio de 2014

ACEPTA

Fdo……………………………………………………………



DISEÑO DE LA CONEXIÓN EN HVDC A LA RED ESPAÑOLA DE UN PARQUE EÓLICO

MARINO DE 200 MW

Autor: Marta Prieto Pardo

Director: Francisco Javier Martín Herrera

Madrid Julio 2014

DISEÑO DE LA CONEXIÓN EN HVDC A LA RED ESPAÑOLA DE

UN PARQUE ÉOLICO MARINO DE 200 MW

Autor: Prieto Pardo, Marta.

Director: Martín Herrera, Francisco Javier.

Entidad Colaboradora: ICAI – Universidad Pontificia Comillas.

RESUMEN DEL PROYECTO

Introducción:

En el año 2013, España se convirtió en el primer país del mundo en el que la eólica fue la

primera fuente de electricidad durante todo un año. Sin embargo, su nivel de dependencia

energética continua estando muy por encima de la media europea.

A pesar de la apuesta por la energía eólica que se está realizando en España, las

limitaciones terrestres no permiten instalar parques eólicos de potencias suficientes como

para impactar en el mix energético. Los resultados del año 2013 sobre la energía eólica

en el sector eléctrico no se reflejan en el grado de autoabastecimiento energético del país.

Desde la instalación en 1991 del primer parque eólico marino en Dinamarca, el número

de potencia eólica marina instalada en Europa ha crecido exponencialmente. En un país

que actualmente posee casi el 20% de la potencia eólica instalada en Europa, es inaudito

que todavía no se haya invertido en la explotación de este tipo de energía, donde se dan

potencias del orden de diez veces mayor a la energía eólica terrestre.

A pesar de que las energías renovables suelan relacionarse con energías no rentables,

España ha demostrado que su energía eólica es un activo que contribuye al crecimiento

económico.

El objetivo del proyecto es, por lo tanto, estudiar la viabilidad de la implantación del

primer parque eólico marino en España.

Metodología:

La estructura del proyecto será la de un proyecto de ingeniería clásica.

Se estudiará primero una ubicación estratégica del parque eólico, evitando zonas de

protección ambiental, actividades pesqueras o turísticas, recurso eólico insuficiente y

costas con altas profundidades.

Una vez elegida la ubicación, se decidirá la potencia a instalar en el parque, buscando una

potencia que genere beneficio sin poner en peligro la continuidad del suministro eléctrico

de la zona.

El parque se instalará eligiendo la distribución óptima de los aerogeneradores. Esta

distribución será la que resulte en menores pérdidas por efecto estela y proporcione la

mayor energía anual neta.

Se diseñará además el sistema eléctrico tanto colector como transmisor. Para la elección

de este último se valorará la utilización de tecnologías de transmisión HVDC, utilizadas

en parques eólicos marinos de dimensiones considerables.

Finalmente, se realizará un presupuesto que comprenderá todo lo descrito previamente en

el proyecto. A partir de este, se elaborará un estudio económico en el que se analizarán

los resultados de la viabilidad del proyecto.

Desarrollo del Proyecto:

El parque eólico marino se ha ubicado en la costa oeste de Fuerteventura, a 7 kilómetros

del municipio más cercano, Ajuy, y 20 kilómetros de la Subestación Antigua, donde

evacuará la energía. Esta es la única zona que cumple con todos los requisitos estudiados

por el Ministerio de Industria para la viabilidad de un parque eólico en España.

El parque se compone finalmente de 55 turbinas tipo Siemens 3.6 MW, por lo que la

potencia instalada ha sido de 198 MW. La elección de este número ha estado motivada

por el interés en utilizar como tecnología de transmisión la tecnología HVDC, cuyo límite

mínimo de potencia para que su utilización sea rentable es precisamente 200 MW.

La distribución de las filas de turbinas del parque así como las distintas distancias entre

ellas se ha calculado mediante el programa WAsP, desarrollado por la Universidad

Técnica de Dinamarca. Para la aplicación de este programa, ha sido necesaria la búsqueda

y recopilación de distintos tipos de datos del territorio canario. Finalmente, la técnica

aplicada para la elección de la distribución más rentable ha sido la de ensayo y error,

obteniendo una diferencia entre energías netas anuales de hasta un 8,5% dependiendo de

la distribución del parque.

El sistema colector eléctrico está compuesto de seis líneas que conectan distintos números

de turbinas entre ellas. La tensión de estas líneas es de 30 kV, elevada previamente en los

distintos centros de transformación que se alojarán en las bases de las turbinas.

Estas líneas se conectarán con una subestación GIS de configuración doble barra y dos

transformadores de potencia que elevarán la tensión hasta 345 kV. La subestación estará

situada en una plataforma marina, en el mismo edificio que una estación conversora de

corriente continua, de la que partirá la línea submarina de transmisión HVDC a 345 kV,

que se empalmará posteriormente con un tramo subterráneo.

Este sistema eléctrico, que contará con las protecciones necesarias durante todos los

tramos, terminará en la conexión de la línea subterránea con una estación conversora

terrestre, próxima a la Subestación Antigua. En esta, se situarán dos posiciones de

transformador que convertirán la tensión a los 132 kV necesarios para conectarse a la Red

Eléctrica.

Estudio económico y viabilidad del proyecto:

El estudio económico del proyecto se realiza con una hipótesis bastante conservadora en

la que se estima únicamente una vida útil del parque de 20 años. A pesar de esta hipótesis

principal, los resultados son positivos y se obtiene una rentabilidad muy alta, de un 22%.

Conclusiones:

A la vista de los resultados obtenidos, se concluye que la energía eólica marina no sólo

es una energía renovable que contribuye al grado de autoabastecimiento energético de

España, sino que puede considerarse como una forma de inversión que puede llegar a

generar un alto beneficio económico.

Referencias:

[EWEA14] European Wind Energy Association (EWEA), «The European offshore

wind industry - key trends and statistics 2013,» 2014.

[AEE_13] Asociación Empresarial Eólica, «Eólica '13,» 2013.

[REE_13] Red Eléctrica Española, «El Sistema Eléctrico Español. Avance del

Informe 2013,» 2013.

DESIGN OF THE HVDC CONECTION OF A 200 MW OFFSHORE

WIND FARM TO THE SPANISH ELECTRIC GRID

Author: Prieto Pardo, Marta.

Director: Martín Herrera, Francisco Javier.

Collaborating Institution: ICAI – Universidad Pontificia Comillas.

PROJECT SUMMARY

Introduction:

In 2013, Spain became the first country in the world where wind was the primary source

of electricity for an entire year. However, its level of energy dependence is still above the

European average.

Despite the commitment to wind energy that has existed in Spain for years, land

constraints do not allow installation of wind farms powers enough to impact in the energy

mix. The results of 2013 on wind energy in the electricity sector are not reflected in the

degree of energy self-sufficiency of the country.

Since the installation in 1991 of the first offshore wind farm in Denmark, the number of

offshore wind power installed in Europe has grown exponentially. Considering that Spain

currently owes almost 20% of wind power installed in Europe, it is shocking that it has

not already invested in the exploitation of this energy.

Although renewables are usually considered unprofitable energy, Spain has shown that

wind generation is an asset that contributes to economic growth.

The objective is, therefore, to study the feasibility of implementing the first offshore wind

farm in Spain.

Methodology:

The project structure is that of a classical engineering project.

The first step will be to find a strategic location of the wind farm, avoiding areas of

environmental protection, fisheries or tourism, insufficient wind resources and high

depths.

After selecting the location, the power to be installed in the park will be chosen, looking

for a power generating profit without risking the continuity of electricity supply in the

area.

The park will be installed by selecting the optimal layout of wind turbines. This layout

should have the least losses due to wake effects.

The electric system, including the collector and transmission system, will be designed.

Among the different transmission systems, the viability of the HVDC technology in this

project will be studied.

Finally, there will be a budget that will help to make an economic study in which the

results of the viability of the project will be analysed.

Project Development:

The offshore wind farm is located on the west coast of Fuerteventura, 7 kilometers from

the nearest town, Ajuy, and 20 kilometers from the Antigua substation, where energy will

be evacuated. This is the only place that meets all the requirements considered by the

Ministry of Industry for the viability of a wind farm in Spain.

The park will include 55 Siemens 3.6 MW wind turbines, therefore the power capacity

will be 198 MW. The choice of this number has been motivated by the interest in using

HVDC as transmission technology. This technology requires a minimum power of 200

MW to be profitable.

The layout of the park will be calculated by WAsP program, developed by the Technical

University of Denamrk.

To properly use this program, it has been necessary to search and collect a high number

of different data from the Islas Canarias. The technique used for choosing the most cost-

effective distribution has been trial and error. The difference between the annual energy

of the best and the worst layouts accounts for 8,5%.

The electric collector system comprises six lines connecting different numbers of turbines

between themselves. The tension of these lines is 30 kV, previously raised in several

transformer centres located on the bases of the turbines.

These lines will be connected with a GIS substation with double busbar configuration.

The substation will have two power transformers to raise the voltage to 345 kV. The

substation will be located on an offshore platform in the same building than a DC

converter station. This station will connect an HVDC transmission submarine cable that

will be eventually connected to an underground cable.

This electrical system, which will have the suitable protection devices for all sections, has

its end in the connection of the underground line to a converter station that will be placed

next to the Antigua substation. In this substation, two positions of two voltage

transformers will be added to convert the voltage to 132 kV.

Study and economic viability of the project:

The economic study of the project is done with a fairly conservative assumptions in the

estimated useful life of the park for only 20 years. Despite this main hypothesis, the results

are positive and very profitable. The return on investment accounts for 22%.

Conclusions:

The obtained results of the project conclude that offshore wind energy is not only a

renewable energy that contributes to the degree of energy self-sufficiency of Spain, but

can be considered a way of investment that can generate high economic profit.

References:

[EWEA14] European Wind Energy Association (EWEA), «The European offshore

wind industry - key trends and statistics 2013,» 2014.



Informe 2013,» 2013.

ÍNDICE DE LA MEMORIA

I

UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS



Índice de la memoria

Parte I Memoria .......................................................................................... 1

Capítulo 1 Introducción ................................................................................... 2

1.1 La situación energética en Europa ................................................................. 2

1.2 El sector eléctrico español ............................................................................... 4

1.3 Elección del tipo de parque ............................................................................. 7

1.4 Motivación del proyecto ................................................................................ 10

1.5 Objetivos......................................................................................................... 10

1.6 Metodología / Solución desarrollada ........................................................... 11

1.7 Recursos / herramientas empleadas ............................................................. 11

Capítulo 2 Ubicación del Parque Eólico ........................................................ 13

2.1 Estudio de los proyectos presentados en España ........................................ 13

2.2 Estudio del Altas Eólico de España .............................................................. 17

Capítulo 3 Dimensionamiento del parque ..................................................... 21

3.1 Dimensionamiento de la Potencia del Parque ............................................. 21

3.1.1 Energía Demandada en la Zona ................................................................................... 21

3.1.2 Elección del Modelo de Turbina .................................................................................. 25

3.1.2.1 Vestas 3.3 MW ..................................................................................................... 29

3.1.2.2 Siemens 3.6 MW .................................................................................................. 30

3.1.3 Estudio del Área Disponible ........................................................................................ 31

3.1.4 Tipo de Transmisión Eléctrica ..................................................................................... 33

3.2 Diseño de la Distribución del Parque ........................................................... 35


II




3.2.1 Adquisición de Datos Eólicos y Estimación del Viento a Largo Plazo ........................ 37

3.2.2 Obtención del Modelo Topográfico del Lugar ............................................................. 40

3.2.3 Elección de la Turbina ................................................................................................. 42

3.2.4 Optimización de la Distribución .................................................................................. 43

3.2.4.1 Distribución A: Seis filas a 1.2 km de distancia y separación de 500 m entre

turbinas ............................................................................................................................. 47

3.2.4.2 Distribución B: Cinco filas a 1.5 km de distancia y separación de 360 m entre

turbinas ............................................................................................................................. 48

3.2.5 Cálculo de la Energía Neta y las Pérdidas .................................................................... 49

3.2.6 Aplicación de Pérdidas Eléctricas ................................................................................ 53

Capítulo 4 Diseño del Sistema Eléctrico ........................................................ 55

4.1 Introducción ................................................................................................... 55

4.1.1 Diferencias respecto a los Parques Onshore ................................................................. 55

4.1.2 Requisitos de la Conexión a la Red .............................................................................. 56

4.1.3 Control de la Tensión ................................................................................................... 57

4.2 Sistema de Transmisión ................................................................................ 59

4.2.1 Alternativas al Sistema de Transmisión a la Red ......................................................... 59

4.2.1.1 Sistema de transmisión HVAC ............................................................................. 60

4.2.1.2 Sistema de transmisión HVDC-LCC .................................................................... 62

4.2.1.3 Sistema de transmisión HVDC-VSC .................................................................... 63

4.2.2 Comparación ................................................................................................................ 64

4.3 Partes del Sistema Eléctrico ......................................................................... 67

4.3.1 Sistema Colector .......................................................................................................... 67

4.3.2 Sistema de Transmisión ............................................................................................... 67

4.3.3 Esquema ....................................................................................................................... 68

Capítulo 5 Diseño del Parque ......................................................................... 69

5.1 Descripción de las Instalaciones ................................................................... 69

5.1.1 Descripción de los Aerogeneradores ............................................................................ 69

5.1.2 Centro de Transformación ............................................................................................ 69

5.1.2.1 Transformador ...................................................................................................... 70

5.1.3 Celdas modulares ......................................................................................................... 72

5.1.3.1 Celda de Protección .............................................................................................. 73

5.1.3.2 Celda de Línea ...................................................................................................... 75


III




5.1.3.3 Material de Seguridad .......................................................................................... 76

5.1.4 Cableado de los aerogeneradores ................................................................................. 77

5.2 Cimentación de los Aerogeneradores .......................................................... 80

5.2.1 Monopilote ................................................................................................................... 82

5.2.2 Cimentación Gravitacional ........................................................................................... 83

5.2.3 Trípode ......................................................................................................................... 84

5.2.4 Cimentación a Utilizar ................................................................................................. 84

Capítulo 6 Diseño de La Plataforma Offshore .............................................. 85

6.1 Distribución de la Plataforma Offshore ...................................................... 87

6.2 Subestación Offshore .................................................................................... 91

6.2.1 Elección de la Disposición y Forma Constructiva de la Subestación ........................... 91

6.2.2 Potencia Instalada y Número de Transformadores ....................................................... 94

6.2.3 Descripción de las Instalaciones .................................................................................. 95

6.2.3.1 Sistema de 345 kV ................................................................................................ 95

6.2.3.2 Sistema de 30 kV .................................................................................................. 95

6.2.4 Transformador de Potencia .......................................................................................... 95

6.3 Estación conversora Offshore ...................................................................... 97

6.3.1 Elección del Fabricante ................................................................................................ 97

6.3.2 Componentes del Sistema HVDC ................................................................................ 98

6.3.2.1 Módulo MMC ...................................................................................................... 99

6.3.2.1.1 Modos de funcionamiento .......................................................................... 100

6.3.2.2 Reactor ............................................................................................................... 102

6.3.2.3 Conexión con los sistemas AC ........................................................................... 102

Capítulo 7 Línea de Transmisión HVDC y Estación Onshore ................... 103

7.1 Línea de Transmisión HVDC ..................................................................... 103

7.1.1 Conexión HVDC ........................................................................................................ 103

7.1.2 Configuración del Sistema Eléctrico en HVDC ......................................................... 105

7.1.3 Elección de los Cables ............................................................................................... 105

7.1.4 Tendido de la línea ..................................................................................................... 109

7.1.4.1 Línea Submarina ................................................................................................ 109

7.1.4.2 Línea Subterránea ............................................................................................... 110

7.2 Estación Conversora Onshore .................................................................... 110


IV




Capítulo 8 Protecciones ................................................................................ 113

8.1 Consideraciones previas .............................................................................. 113

8.2 Sistema HVDC ............................................................................................. 114

8.2.1 Módulo de Potencia ................................................................................................... 114

8.2.2 Reactores .................................................................................................................... 115

8.2.3 Convertidores ............................................................................................................. 115

8.2.4 Diodos ........................................................................................................................ 116

8.2.5 Línea HVDC .............................................................................................................. 116

8.3 Transformadores de potencia de la subestación offshore ........................ 117

8.3.1 Protección Principal: Diferencial de Transformador (87T) ........................................ 117

8.3.2 Protección de Respaldo: Sobreintensidad (51) ........................................................... 118

8.4 Posiciones de entrada de los aerogeneradores .......................................... 119

8.5 Aerogeneradores .......................................................................................... 120

8.6 Transformadores de Intensidad ................................................................. 120

Capítulo 9 Estudio Medioambiental ............................................................ 123

9.1 Aves ............................................................................................................... 124

9.1.1 Posibles Colisiones .................................................................................................... 124

9.1.2 Especies Migratorias de la Zona ................................................................................ 125

9.1.3 Aves Autóctonas ........................................................................................................ 125

9.1.4 Altura del Vuelo y Profundidad de la Costa ............................................................... 125

9.1.5 Tamaño de las Turbinas y Emisión de Ruidos ........................................................... 126

9.2 Mamíferos marinos ..................................................................................... 126

9.3 Peces .............................................................................................................. 126

9.4 Hidrografía ................................................................................................... 127

9.5 Ruidos y vibraciones ................................................................................... 127

9.6 Conflictos de intereses ................................................................................. 128

9.7 Accidentes..................................................................................................... 128

9.8 Impacto visual .............................................................................................. 129

9.9 Impacto social .............................................................................................. 129


V




Capítulo 10 Estudio Económico ..................................................................... 131

10.1 Conceptos e Hipótesis .................................................................................. 131

10.2 Parámetros del Estudio Económico ........................................................... 131

10.2.1 Gastos de Operación y Mantenimiento .................................................................... 131

10.2.2 Financiación ............................................................................................................. 131

10.2.3 Amortizaciones ........................................................................................................ 131

10.2.4 Ingresos .................................................................................................................... 131

10.3 Estudio a 30 años ......................................................................................... 131

Bibliografía 132

Parte II Planos .......................................................................................... 135

Parte III Pliego de Condiciones ................................................................ 137

Capítulo 1 Pliego de Condiciones Generales y Económicas ....................... 138

1.1 Objeto ........................................................................................................... 138

1.2 Disposiciones Generales .............................................................................. 138

1.3 Seguridad en el Trabajo .............................................................................. 138

1.4 Personal ........................................................................................................ 139

1.5 Seguridad Pública ........................................................................................ 140

1.6 Organización del trabajo ............................................................................ 140

1.7 Datos de la Obra .......................................................................................... 140

1.8 Replanteo de la Obra .................................................................................. 141

1.9 Mejoras y Variaciones sobre el Proyecto .................................................. 141

1.10 Recepción del Material................................................................................ 141

1.11 Organización ................................................................................................ 142

1.12 Ejecución de las obras ................................................................................. 142

1.13 Subcontratación de Obras .......................................................................... 143

1.14 Plazo de Ejecución ....................................................................................... 144


VI




1.15 Recepción Provisional ................................................................................. 144

1.16 Período de Garantía .................................................................................... 145

1.17 Recepción Definitiva .................................................................................... 145

Capítulo 2 Pliego de Seguridad y Salud ....................................................... 147

2.1 Obligaciones de las Partes Implicadas ....................................................... 147

2.2 Características de la Obra .......................................................................... 148

2.2.1 Riesgos Inherentes a la Obra ...................................................................................... 148

2.2.2 Método de Evaluación de Riesgos ............................................................................. 148

2.2.3 Análisis del Riesgo ..................................................................................................... 149

2.2.3.1 Identificación de Peligros ................................................................................... 149

2.2.3.2 Estimación del Riesgo ........................................................................................ 149

Capítulo 3 Pliego de Condiciones Técnicas y Particulares ......................... 151

3.1 Especificación General de Instalaciones de Media y Alta Tensión ......... 151

3.1.1 Conductores ............................................................................................................... 151

3.1.2 Centros de Transformación de los Aerogeneradores .................................................. 152

3.1.2.1 Transformador .................................................................................................... 152

3.1.2.2 Celdas de Media Tensión ................................................................................... 153

3.1.3 Subestación Offshore 30/345 kV ............................................................................... 154

3.1.3.1 Transformador .................................................................................................... 154

3.1.3.2 Sistema de 345 kV .............................................................................................. 154

3.1.3.3 Sistema de 30 kV ................................................................................................ 155

3.1.3.4 Equipos auxiliares .............................................................................................. 156

Parte IV Presupuesto ................................................................................. 157

Capítulo 1 Presupuestos Parciales ............................................................... 158

Capítulo 2 Resumen de Presupuesto ............................................................ 159

ÍNDICE DE FIGURAS

VII




Índice de figuras

Figura 1: Dependencia energética de los países europeos en 2012. Fuente:

Eurostat .................................................................................................................... 3

Figura 2: Cobertura de la demanda de energía eléctrica peninsular en 2013.

Fuente: REE ............................................................................................................ 4

Figura 3: Emisiones de gases de efecto invernadero. Fuente: Agencia Europea de

Medio Ambiente ...................................................................................................... 6

Figura 4: Número de parques eólicos marinos instalados en Europa hasta 2013.

Fuente: EWEA ........................................................................................................ 8

Figura 5: Proyectos presentados en España en 2009. Fuente: Asociación

Empresarial Eólica ................................................................................................ 14

Figura 6: Áreas eólicas marinas de España. Fuente: Ministerio de Industria,

Energía y Turismo ................................................................................................. 16

Figura 7: Única zona apta para la ejecución de proyectos eólicos offshore en el

litoral español. Fuente: IDAE ................................................................................ 19

Figura 8: Costa oeste de Fuerteventura. Fuente: Google Maps ............................ 20

Figura 9: Potencia instalada en las Islas Canarias. Fuente: REE .......................... 22

Figura 10: Principales fabricantes de aerogeneradores offshore: Cuota de mercado

a finales de 2009. Fuente: EWEA ......................................................................... 25

ÍNDICE DE FIGURAS

VIII




Figura 11: Dispersión del aire en el rotor según la velocidad del viento. Fuente:

www.efectoestela.com ........................................................................................... 28

Figura 12: Curva de potencia y coeficiente de empuje. Fuente:

www.efectoestela.com ........................................................................................... 28

Figura 13: Especificaciones técnicas del modelo de turbina de Vestas ................ 29

Figura 14: Especificaciones técnicas del modelo de turbina de Siemens ............. 30

Figura 15: Zona apta para la instalación de un parque eólico offshore. Fuente:

IDAE ...................................................................................................................... 31

Figura 16: Área disponible para el proyecto. Elaborada con la herramienta de

Google Earth .......................................................................................................... 32

Figura 17: Área disponible para el proyecto. Exportada a la web Free Map Tools

............................................................................................................................... 33

Figura 18: Tecnología de transmisión en función de la potencia y la distancia.

Fuente: [1] ............................................................................................................. 34

Figura 19: Actividades para el Estudio del Potencial Eólico. Fuente: Universidad

Europea de Madrid ................................................................................................ 36

Figura 20: Atlas eólico de Fuerteventura. Fuente: IDAE .................................... 37

Figura 21: Rosa de vientos del parque eólico. Fuente: IDAE ............................... 39

Figura 22: Representación gráfica de los datos de viento con el programa WAsP

............................................................................................................................... 40

Figura 23: Batimetría de las Islas Canarias ........................................................... 41

Figura 24: Isóbatas del parque eólico .................................................................... 41

ÍNDICE DE FIGURAS

IX




Figura 25: Isóbatas de la zona del proyecto. Mapa editado con la herramienta

WAsP Map Editor ................................................................................................. 42

Figura 26: Introducción de los datos de la turbina en el programa WAsP ............ 43

Figura 27: Criterio de implantación de aerogeneradores. Fuente: Universidad

Europea de Madrid ................................................................................................ 45

Figura 28: Distribución A del Parque Eólico. Herramienta: Global Mapper ........ 47

Figura 29: Distribución B del Parque Eólico. Herramienta: Global Mapper ........ 48

Figura 30: Parque eólico una vez introducidos todos los datos en el programa

WAsP ..................................................................................................................... 49

Figura 31: Energía anual neta obtenida para la Distribución 1 ............................. 50




Figura 35: Requisitos ante una falta según distintas normativas. Fuente: National

Technical University of Athens ............................................................................. 57

Figura 36: Esquema de los interruptores MSC y MSCDN. Fuente: Siemens ....... 58

Figura 37: Esquemas del SVC y el STATCOM.................................................... 61

Figura 38: Esquema del Sistema de Transmisión HVAC ..................................... 61

Figura 39: Esquema del Sistema de Transmisión HVDC-LCC ............................ 63

Figura 40: Esquema del Sistema de Transmisión HVDC-VSC ............................ 64

ÍNDICE DE FIGURAS

X




Figura 41: Esquema del Sistema de Transmisión HVDC de un parque eólico

offshore. Fuente: ABB .......................................................................................... 68

Figura 42: Transformador de media tensión ABB ................................................ 72

Figura 43: Celdas de protección con fusible e interruptor (izda) y con interruptor

automático (dcha) .................................................................................................. 74

Figura 44: Celda de protección de Schneider Electric .......................................... 74

Figura 45: Celda de medida de Schneider Electric ............................................... 76

Figura 46: Cable unipolar submarino de ABB ...................................................... 79

Figura 47: Distintos anclajes para la turbina ......................................................... 81

Figura 48: Monopilote ........................................................................................... 82

Figura 49: Cimentación gravitacional ................................................................... 83

Figura 50: Cimentación trípode ............................................................................. 84

Figura 51: Partes de una subestación offshore. Fuente: Universidad de Edimburgo

............................................................................................................................... 85

Figura 52: Situación de la plataforma Offshore ................................................... 86

Figura 53: Plataforma offshore WIPOS. Fuente: Siemens .................................... 87

Figura 54: Distribución de la estación conversora HVDC. Fuente: Siemens ....... 88

Figura 55: Aparamenta GIS .................................................................................. 89

Figura 56: Subestación AC .................................................................................... 89

Figura 57: Centro de control y protección ............................................................. 90

ÍNDICE DE FIGURAS

XI




Figura 58: Estación conversora ............................................................................. 90

Figura 59: Configuración doble barra ................................................................... 93

Figura 60: Transformador de potencia fabricado por Siemens ............................. 96

Figura 61: Convertidores MMC ............................................................................ 98

Figura 62: Comparación de las distintas tecnologías de convertidores .............. 99

Figura 63: Componentes del convertidor MMC ................................................. 100

Figura 64: Modo de funcionamiento del módulo de potencia ............................. 101

Figura 65: Conexión de los sistemas HVDC y HVAC ....................................... 102

Figura 66: Distintos tipos de configuraciones polares ........................................ 104

Figura 67: Catálogo de Cables de Prysmian ....................................................... 106

Figura 68: Cable de transmisión HVDC fabricado por Prysmian ....................... 108

Figura 69: Tendido de la línea submarina. Fuente: Prysmian ............................. 109

Figura 70: Sistema eléctrico de Fuerteventura. Fuente: REE ............................. 110

Figura 71: Estación conversora onshore ............................................................. 111

Figura 72: Módulo de potencia cortocircuitado ................................................. 115

Figura 73: a) Monopolo simétrico y b) monopolo asimétrico. Fuente: CIGRE

2012 ..................................................................................................................... 116

Figura 74: Curva de funcionamiento del relé 87T .............................................. 118

ÍNDICE DE FIGURAS

XII




ÍNDICE DE TABLAS

- XIII -




Índice de tablas

Tabla 1: Previsión de la potencia eólica instalada en las Islas Canarias. Fuente:

PECAN .................................................................................................................. 24

Tabla 2: Los 10 parques eólicos marinos más grandes del mundo. Fuente:

Wikipedia ............................................................................................................... 26

Tabla 3: Datos de viento del parque eólico. Fuente: IDAE ................................... 38

Tabla 4: Comparación de las distintas distribuciones del Parque Eólico .............. 51

Tabla 5: Localización geográfica de cada turbina del Proyecto ............................ 52

Tabla 6: Elección del sistema óptimo según el tipo de transmisión a la red. Fuente:

E2Q ........................................................................................................................ 65

Tabla 7: Intensidades del sistema de 33 kV .......................................................... 78

Tabla 8: Valor nominal de corriente para cables submarinos unipolares. ABB ... 79

Tabla 9: Secciones de cada cable .......................................................................... 80

Tabla 10: Tabla comparativa de las configuraciones de la subestación offshore . 92

Tabla 11: Transformadores de protección y medida. Intensidad ........................ 121

ÍNDICE DE TABLAS

- XIV -




Introducción

- 1 -




Parte I MEMORIA

Introducción

- 2 -




Capítulo 1 INTRODUCCIÓN

1.1 LA SITUACIÓN ENERGÉTICA EN EUROPA

En una época caracterizada por un débil crecimiento económico a nivel mundial,

la búsqueda de fuentes de energía que continúen satisfaciendo la demanda exigida

se convierte en una prioridad.

No hay duda de que las energías renovables son una apuesta segura por los

organismos defensores del medio ambiente. Sin embargo, gracias al desarrollo

tecnológico que han experimentado en los últimos años, se han convertido además

en un tipo de energía capaz de aportar beneficio económico al país en el que se

implante.

Según el último informe anual publicado por la Asociación Empresarial Eólica,

las energías renovables, y más concretamente la energía eólica, contribuyen al

crecimiento del PIB, la creación de empleo, y la seguridad energética; generan

ingresos fiscales para el Gobierno; impactan de manera positiva en los precios del

mercado eléctrico; y reducen la dependencia energética.

Uno de los factores cruciales que impide a España solventar la crisis económica

en la que se encuentra actualmente es su fuerte dependencia energética en

comparación con los demás países de Europa. En la Figura 1 se muestra la

dependencia energética de los distintos países miembros de la Unión Europea

expresada en tanto por ciento.

Introducción

- 3 -




Figura 1: Dependencia energética de los países europeos en 2012. Fuente: Eurostat

Esta figura, realizada con una herramienta proporcionada por el Eurostat, muestra

que España se encuentra por encima de la media de la Unión Europea.

Concretamente, España tiene un nivel de dependencia energética de un 73.3%

mientras que la media Europea es igual al 53.3%.

Analizando las distintas exportaciones e importaciones de fuentes de energía entre

los distintos países de la Unión Europea, se ha observado que las fuentes más

importadas entre los países de Europa son el petróleo (83,5%), el gas natural

(64%) y el carbón (62%); mientras que el balance entre importaciones y

exportaciones de energías renovables dentro de cada país tiende a cero. Estos

datos refuerzan la teoría de que la implantación de energías renovables es

necesaria para un avance hacia el autoabastecimiento energético, sobre todo en

países como España, en los que no hay recursos suficientes de combustibles

fósiles.

Introducción

- 4 -




1.2 EL SECTOR ELÉCTRICO ESPAÑOL

En cuanto al sector eléctrico en España, el año 2013 ha sido un gran año para la

energía eólica. En un informe publicado en diciembre de 2013 por Red Eléctrica

Española, se informa de que España es el primer país donde la energía eólica se ha

convertido en la mayor fuente de energía para producir electricidad. Como se

muestra en la Figura 2, en 2013 la energía eólica representó un 21.1% del total

utilizado en la península.

Figura 2: Cobertura de la demanda de energía eléctrica peninsular en 2013. Fuente: REE

Este dato no es de extrañar teniendo en cuenta que España es uno de los tres

países a nivel mundial que más aprovechan su capacidad eólica para la producción

de electricidad.

Además de ser líder en la generación eléctrica, la energía eólica es también la

energía renovable que más empleo crea, con un 37.2% del total de empleo

generado por las energías renovables en 2010, según un informe del IDAE. Este

informe recoge además los datos de emisiones de CO2 evitadas al emplear

energías renovables. La energía eólica es, una vez más, la que más contribuye a la

protección del medio ambiente, evitando en 2010 alrededor de 20 millones de

Introducción

- 5 -




toneladas de CO2 que se habrían emitido si en lugar de energía eólica se hubiese

empleado energía proveniente de una central de ciclo combinado.

Sin embargo, a pesar de la clara experiencia de España a nivel mundial en

aprovechamiento del recurso eólico, es uno de los países que no ha conseguido

cumplir el objetivo del protocolo de Kioto fijado entre 1990 y 2012. En este se

permitía a España, uno de los países menos contaminantes en aquella época,

aumentar sus emisiones de CO2 hasta un 15%. Sin embargo, como se indica en la

Figura 3, este número ascendió finalmente al 22.8%.

El nuevo objetivo fijado para 2020 es de -20%, lo que obliga a España a reducir

en un 20% sus emisiones de efecto invernadero o de lo contrario tendrá que

destinar una suma de dinero a compensar la contaminación.

Es, por tanto, necesaria la implantación de nuevas fuentes de energías renovables,

capaces de facilitar a España el cumplimiento del protocolo de Kioto así como de

reducir la dependencia energética de la que se hablaba en el apartado 1.1.

Ya que, de todas las energías renovables españolas, la energía eólica demuestra

ser líder en bastantes campos, se ha elegido la implantación de un parque eólico

como objetivo de este proyecto.

Introducción

- 6 -




Figura 3: Emisiones de gases de efecto invernadero. Fuente: Agencia Europea de Medio

Ambiente

Introducción

- 7 -




1.3 ELECCIÓN DEL TIPO DE PARQUE

Tras la elección de la energía eólica como energía renovable utilizada en el

proyecto, se planteó la cuestión de elegir el emplazamiento del parque y si este

sería terrestre o marino.

Hasta 2013, la potencia eólica instalada en España era de 22 785 MW, toda ella

perteneciente a parques eólicos onshore o terrestres. En el primer semestre de

2013 se instaló finalmente el primer prototipo de turbina eólica en España, situada

en el muelle de Arinaga (Gran Canaria), con una potencia de 5 MW.

Sin embargo, la explotación del recurso eólico en el mar a nivel mundial comenzó

bastantes años atrás con la instalación en 1991 del primer parque eólico offshore

en Dinamarca. Desde entonces, el número de parques eólicos marinos instalados

en diferentes países de Europa ha crecido exponencialmente con los años, como

se muestra en la Figura 4.

Introducción

- 8 -




Figura 4: Número de parques eólicos marinos instalados en Europa hasta 2013. Fuente: EWEA

Teniendo en cuenta el abundante recurso eólico en España y la gran experiencia

en el sector en comparación con los demás países, es de extrañar que la

incorporación española a la explotación de la energía eólica marina se haya

retrasado tanto. Actualmente la potencia eólica instalada en España representa el

19.6% de la potencia total en Europa. Sin embargo, este porcentaje se reduce al

0.08% teniendo en cuenta únicamente la potencia eólica marina.

Para estudiar la conveniencia o no de la instalación de un parque eólico offshore

en España, se analizó el informe publicado por el IDAE sobre energía eólica, en el

que se detallan las ventajas e inconvenientes.

Las ventajas a resaltar de un parque eólico offshore frente a uno onshore son las

siguientes:

Introducción

- 9 -




La velocidad del viento es mayor que en la superficie terrestre. Como

norma general, el viento va ganando velocidad cuanto más alejado está de

la costa. A esto se suma el hecho de que la rugosidad del terreno es mucho

más baja en el mar que en el medio terrestre y no existen obstáculos que

reduzcan la velocidad del viento. Al disponer de una velocidad mayor, es

posible obtener la misma energía eólica con una altura mucho menor.

Al estar sometida a una menor turbulencia ambiental, la fatiga a la cual las

turbinas están sometidas disminuye considerablemente, aumentando su

vida útil.

El terreno disponible para la construcción del parque es mucho mayor que

en la superficie terrestre, dando lugar a la posibilidad de instalación de

cientos de megavatios en un único parque.

La lejanía del parque de la costa favorece la reducción del impacto visual

sobre el paisaje así como la disminución de las restricciones impuestas por

las autoridades en relación con el ruido emitido.

Por otra parte, los inconvenientes que se dan a la hora de instalar un parque eólico

marino se detallan a continuación:

No se han construido infraestructuras eléctricas que conecten las zonas de

mayor recurso eólico en el mar con los centros de consumo.

El coste de la cimentación y las redes eléctricas es bastante más caro que

en tierra.

Introducción

- 10 -




El montaje y mantenimiento de las instalaciones es más difícil y está más

limitado.

Haciendo balance de las ventajas e inconvenientes, se decidió que los

inconvenientes mencionados anteriormente no eran motivo suficiente para

descartar las grandes ventajas de los parques eólicos offshore. Mientras que las

ventajas hablan de una mayor eficiencia y aprovechamiento del parque cuando

éste es offshore, los inconvenientes pueden llegar a solucionarse, ya que la

mayoría son falta de investigación y desarrollo.

Se eligió, por tanto, emplazar el parque eólico en el mar.

1.4 MOTIVACIÓN DEL PROYECTO

Ante la difícil situación económica que se plantea en España debido en gran

medida a su escaso grado de autoabastecimiento energético, se plantea este

proyecto como una manera de intervenir radicalmente en el mix energético

español. Mediante el estudio de las recientes tecnologías offshore y la prueba de la

viabilidad de las mismas, se plantea la posibilidad de comenzar a instalar parques

de estas características que no hacen más que beneficiar el crecimiento económico

del país.

1.5 OBJETIVOS

El presente proyecto trata sobre el diseño y conexión a la red de un parque eólico

offshore de 198 MW.

Entre los principales objetivos, destacan:

Introducción

- 11 -




Elección del lugar óptimo del litoral español en términos de

medioambiente, logística y viabilidad económica.

Cálculo del mejor Layout de los aerogeneradores.

Investigación de la tecnología HVDC utilizada para parques eólicos

marinos.

Elección de la tecnología más adecuada a las condiciones del parque.

Viabilidad económica del proyecto.

1.6 METODOLOGÍA / SOLUCIÓN DESARROLLADA

La metodología a emplear será igual que la de un proyecto tipo clásico de ICAI.

Habrá un primer documento conteniendo la memoria en la que se explicarán las

distintas características del parque, las soluciones elegidas y su explicación así

como los resultados obtenidos. Seguirá un documento conteniendo los planos

diseñados para las distintas instalaciones, otro documento describiendo el pliego

de condiciones y un último documento en el que se realizará el presupuesto, que

se utilizará posteriormente para el estudio económico del proyecto.

1.7 RECURSOS / HERRAMIENTAS EMPLEADAS

La información sobre las distintas tecnologías que se desconocen y se pretenden

utilizar en el proyecto se obtendrá de informes, revistas técnicas, etc de internet.

Los conocimientos para el desarrollo de la parte técnica del proyecto se han

adquirido en asignaturas que se nombran en la bibliografía. Los catálogos de

productos a utilizar se obtendrán de la página web del fabricante.

Se utilizarán además los programas WAsP, AutoCAD y el paquete Microsoft

Office.

Introducción

- 12 -




Ubicación del Parque Eólico

- 13 -




Capítulo 2 UBICACIÓN DEL PARQUE

EÓLICO

Para la elección de la ubicación del parque se realizaron diversas tareas. En primer

lugar, se estudiaron los proyectos de parques eólicos offshore que han sido

rechazados en España y se analizaron las causas de este rechazo.

Se estudió además el atlas eólico de España mediante la herramienta

proporcionada por el IDAE. Se investigaron los condicionantes que también

influyen en la construcción de un parque eólico además del recurso eólico de la

zona. Finalmente, teniendo en cuenta los estudios anteriores, se eligió la zona de

emplazamiento más óptima.

2.1 ESTUDIO DE LOS PROYECTOS PRESENTADOS EN ESPAÑA

Como se ha mencionado en el Capítulo 1, España, uno de los países más

desarrollados en cuanto a aprovechamiento del recurso eólico, no presenta, sin

embargo, ningún parque eólico offshore hasta la fecha.

Mientras que la potencia eólica marina instalada en países como Reino Unido y

Dinamarca asciende a 3,681 y 1,271 MW respectivamente, España cuenta

únicamente con 5 MW pertenecientes a un prototipo instalado en 2013.

A continuación se realizará un estudio a nivel general de los parques eólicos

presentados en España y los motivos de que hayan sido descartados.

En la Figura 5 se muestran 32 proyectos que fueron presentados en España en el

año 2009.


- 14 -




Figura 5: Proyectos presentados en España en 2009. Fuente: Asociación Empresarial Eólica


- 15 -




Debido a la aprobación del Gobierno del Estudio Estratégico Ambiental del

Litoral en 2009, en el que se pretendía estudiar la aptitud de las distintas zonas del

territorio español para la implantación de parques eólicos terrestres y marinos,

diversas compañías españolas como Acciona, Iberdrola, Endesa, Unión Fenosa,

Enerfín y Capital Energy presentaron un total de 32 proyectos de parques eólicos

offshore.

Los resultados de este estudio se implantaron en un mapa que dividía el litoral

español en tres tipos de zonas. A continuación se muestra un extracto del mismo:

“Zonas aptas: las áreas más adecuadas para el establecimiento de

parques eólicos marinos por ser reducidos, en principio, sus efectos

ambientales frente a las ventajas que presentan.

En este sentido, se entienden como zonas aptas, aquéllas para las que no

se haya detectado, en base a la información disponible en el momento de

la elaboración del Estudio, ninguna probable afección ambiental a escala

de planificación, es decir, aquellas áreas –en principio- adecuadas para el

establecimiento de parques eólicos marinos, sin por ello prejuzgar su

viabilidad ambiental final. Se insiste en que la clasificación de una zona

como apta, no exime de la realización y aprobación de los

correspondientes estudios de impacto ambiental posteriores asociados a

la autorización de instalaciones de energía eólica en el mar, donde se

analizará con detalle a todos y cada uno de los condicionantes

ambientales presentes en el ámbito concreto de estudio, incorporando

todos aquellos elementos que pudieran interaccionar con el proyecto

concreto y no se hayan considerado en la propuesta de zonificación.

Zonas de exclusión: las áreas que se deben excluir del proceso por haber

sido identificados sus potenciales efectos ambientales significativos, o

conflictividad con otros usos del medio marino.

Zonas aptas con condicionantes medioambientales: las áreas en las que

los efectos o conflictos detectados deberán ser analizados en detalle


- 16 -




durante el procedimiento de evaluación ambiental de cada proyecto

concreto.”

En la Figura 6 se muestra el mapa resultante, con las zonas aptas sombreadas en

verde; las aptas con condicionantes, en amarillo; y las de exclusión, en rojo.

Figura 6: Áreas eólicas marinas de España. Fuente: Ministerio de Industria, Energía y Turismo

Fuentes de la Asociación Eólica Española se mostraron escépticas ante este

estudio y argumentaron que no se especificaba cuáles eran aquellos

condicionantes de las zonas aptas con condicionantes medioambientales.

A pesar de que no se especificaron estos condicionantes, muchos de los 32

proyectos presentados en 2009 estaban situados en dichas zonas amarillas. En

cuanto se propuso al gobierno la ejecución de dichos proyectos, estos

condicionantes salieron a la luz. Algunos proyectos fueron rechazados por la

decisión de los municipios, que argumentaban que acabaría con importantes


- 17 -




sectores como la pesca y el turismo. Otros encontraron la oposición de colectivos

sociales y plataformas de vecinos.

Finalmente, las grandes empresas cuyos proyectos fueron rechazados han

utilizado su amplio conocimiento sobre tecnología eólica offshore exportando

dichos proyectos a países extranjeros esperando a que la normativa y la demanda

española puedan hacer que sean posibles en España.

2.2 ESTUDIO DEL ALTAS EÓLICO DE ESPAÑA

Para la elección del emplazamiento del parque, se utilizó el Análisis del Recurso

Eólico, elaborado por el IDAE en 2011.

Para asegurar la viabilidad del proyecto, se decidió descartar, además de las zonas

de exclusión, las zonas con condicionantes ambientales, dado el poco éxito de los

proyectos anteriores en dichas zonas. Esto reduciría la superficie posible donde

realizar el proyecto en 84,666 km2, representando un 36.8% de la superficie

estudiada.

Por otra parte, entre las zonas elegidas, se aplicó otro filtro relacionado con la

batimetría de la zona. Según diversas fuentes, el factor que más dificulta la

instalación de parques eólicos offshore en las costas españolas es que la

tecnología actual sólo puede utilizarse en profundidades iguales o menores de 50

m. Como este proyecto pretende centrarse en la parte eléctrica de las tecnologías a

emplear, no se ha considerado la posibilidad de investigar los distintos tipos de

plataformas que se están estudiando para poner fin a este problema. Por tanto,

eliminando de las zonas aptas las zonas cuya profundidad sea mayor de 50 metros,

la superficie se reduce considerablemente a 512 km2, un 0.22% de la superficie

estudiada.


- 18 -




Por último, se aplicó un filtro teniendo en cuenta la viabilidad económica del

proyecto. Según el estudio elaborado por el IDAE, la rentabilidad de un parque

depende, además del propio recurso eólico, de diversos factores difíciles de

cuantificar. Algunos de estos factores son los siguientes:

Ratio de inversión por unidad de potencia: Como se indicó en el Capítulo

1, uno de los inconvenientes de los parques eólicos offshore es la gran

inversión de capital necesaria, del orden del doble al de un parque eólico

onshore. Este ratio varía mucho dependiendo de la profundidad y distancia

a la costa.

Costes de operación y mantenimiento: Muy superiores también respecto a

los parques eólicos terrestres y directamente proporcionales a la distancia a

la costa.

Nivel de retribución para la energía producida: Este valor varía según la

prima solicitada por el promotor en el procedimiento de concurrencia

necesario para la reserva de zona. Deberá tenerse en cuenta posteriormente

para la previsión económica.

Aplicando el último filtro, las zonas aptas disminuyen hasta un total de 31km2.

Esta área, que representa el 0.01% de la superficie inicial de estudio, se encuentra

condensada en una zona de la costa de Fuerteventura.


- 19 -




Figura 7: Única zona apta para la ejecución de proyectos eólicos offshore en el litoral español.

Fuente: IDAE

Existen además 1381 km2 considerados como zonas aptas con condicionantes,

repartidos entre la costa gallega, la costa gaditana y las islas. Sin embargo,

teniendo en cuenta el poco éxito de los proyectos presentados anteriormente en

dichas zonas y el hecho de que no se especifica cuáles son los condicionantes, se

ha preferido optar por la única zona apta a considerar hasta la mayor evolución de

la tecnología offshore.

Se dispondrá, por tanto, de 31 km2 en la costa oeste de Fuerteventura, una zona

con una ubicación estratégica, alejada 7 kilómetros del municipio más cercano, el

municipio de Betancuria. No se contempla el riesgo de quejas de vecinos, como

ocurrió con los demás proyectos offshore, ya que las actividades pesqueras y

turísticas están concentradas en la costa opuesta.

En la Figura 8 se muestra una vista de la zona elegida.


- 20 -




Figura 8: Costa oeste de Fuerteventura. Fuente: Google Maps

Dimensionamiento del parque

- 21 -




Capítulo 3 DIMENSIONAMIENTO DEL

PARQUE

A continuación se muestran los factores analizados para la elección de la potencia

del parque así como los cálculos realizados para establecer la distribución de las

turbinas y la estimación de la energía neta anual producida.

3.1 DIMENSIONAMIENTO DE LA POTENCIA DEL PARQUE

Para la elección de la potencia del parque eólico, se tuvieron en cuenta los

siguientes factores:

Energía demandada de la zona

Área disponible

Potencia del modelo de turbina elegido

Tipo de transmisión eléctrica

En los siguientes apartados se explica detalladamente el estudio de dichos factores

así como los cálculos empleados para determinar la distribución del parque y la

energía neta anual producida.

3.1.1 ENERGÍA DEMANDADA EN LA ZONA

Se planteó la posibilidad de que hubiera alguna restricción en la elección de la

potencia del parque, existiendo un límite de potencia mínima o máxima.


- 22 -




Tras consultar lo establecido en los reales decretos para la instalación de parques

eólicos marinos, se fijó un límite mínimo de 50 MW de potencia, tal y como se

expresa en el RD 1028/2007.

Por otra parte, se estudió el abastecimiento energético de la isla para analizar si

existía un límite máximo de implantación de energías renovables y hasta qué

punto éstas repercutirían positivamente en el mix energético.

En primer lugar, se analizó la potencia instalada a 31 de diciembre de 2013 en las

Islas Canarias, representada en la Figura 9, donde se observa que la energía eólica

tiene poca presencia.

Figura 9: Potencia instalada en las Islas Canarias. Fuente: REE

Sin embargo, en el último Plan Energético de Canarias (PECAN), elaborado en

2007, se habla de la necesidad de aumentar el autoabastecimiento energético de

las islas, muy por debajo de las medias española y europea. Entre las diversas

conclusiones que resultan de este plan energético, destacan las siguientes:


- 23 -




Es necesario para Canarias el diseño de una estrategia energética que

potencie las energías autóctonas a un coste razonable, diversificando su

balance energético con el gas natural y previendo maneras de actuación en

situaciones de crisis.

Las metas fijadas para España en el Protocolo de Kioto suponen un uso

más racional de la energía y la preferencia de energías con baja o nula

protección de CO2.

El cumplimiento de los dos puntos anteriores supone la máxima utilización

de las energías renovables siempre y cuando no se vea afectada la

demanda eléctrica en caso de indisponibilidad de dichas energías.

Se fija además como uno de los objetivos principales el impulso de las energías

renovables en las islas, especialmente la energía eólica y solar, estableciendo

como objetivo 1025 MW de potencia eólica instalada en el horizonte de 2015.

En cuanto al límite superior de potencia fijado para el proyecto, teniendo en

cuenta el Plan Energético de Canarias, se puede decir que sí existe dicho límite

superior. Este límite está condicionado por la imposición de que la aportación de

energías renovables a cada isla no supere el 40% de la demanda energética. De

esta manera, se podrá asumir una caída de la inyección de estas energías sin poner

en riesgo la continuidad del servicio eléctrico.

En el Plan Energético se establecía una previsión de la potencia instalada de los

diferentes tipos de energías para los años posteriores, mostrándose en la Tabla 1 el

correspondiente a la energía eólica. En dicha tabla se dividen las islas uniendo

Fuerteventura y Lanzarote debido a que los sistemas eléctricos de estas islas están

conectados entre ellos.


- 24 -




Tabla 1: Previsión de la potencia eólica instalada en las Islas Canarias. Fuente: PECAN

Según esta tabla, la potencia prevista a instalar en Fuerteventura en 2015 para

cumplir con la restricción del 40% máximo de energías renovables es igual a 162

MW.

En principio, este fue el límite superior fijado para la potencia del proyecto, por lo

que la potencia a instalar estaría en un intervalo de [50, 162] MW Sin embargo,

por motivos explicados en los siguientes apartados, posteriormente se decidió

instalar un parque con una potencia de 200 MW.

Comparando las previsiones elaboradas por el Plan Energético y los resultados

actuales, no habría ningún problema en aumentar este límite a 200 MW, ya que

esta previsión se realizó teniendo en cuenta que la potencia instalada procedente

de energías renovables sería bastante mayor hoy en día a la que es en realidad. En

la Tabla 1, se observa que la potencia instalada prevista para el total de las Islas

Canarias era de 774,2 MW mientras que en la Figura 9 se muestra que finalmente

esta potencia representa un 4,7% del total, es decir, tan solo 150 MW.

Por lo tanto, existe un gran margen y la instalación de 200 MW no sobrepasaría

el límite del 40% de potencia procedente de energías renovables.


- 25 -




3.1.2 ELECCIÓN DEL MODELO DE TURBINA

Para la elección del modelo de la turbina se presentaban bastantes opciones. En un

primer momento se optó por utilizar turbinas fabricadas por Gamesa, al ser ésta

una empresa española y sus turbinas, las más utilizadas en los parques eólicos

onshore de España.

Sin embargo, la tecnología offshore de Gamesa se encuentra en fase de

experimentación desde 2009, por lo que se prefirió elegir otro modelo con mayor

experiencia en el sector.

En la

Figura 10 se muestra el porcentaje con el que se utilizan los distintos modelos de

turbinas offshore en todo el mundo, donde se ve que los dos líderes en el mercado

son los modelos de Siemens y Vestas.


- 26 -




Figura 10: Principales fabricantes de aerogeneradores offshore: Cuota de mercado a finales de

2009. Fuente: EWEA

Por otra parte, en la Tabla 2 se encuentran los diez parques eólicos marinos más

grandes del mundo en el año 2013 y los modelos de turbina utilizados, siendo

Siemens el que predomina en parques eólicos de mayor potencia.

Tabla 2: Los 10 parques eólicos marinos más grandes del mundo. Fuente: Wikipedia

Parque Eólico

Capacidad

(MW)

País Modelo de Turbina

London Array 630 Reino Unido Siemens SWT-3.6

Greater Gabbard 504 Reino Unido Siemens SWT-3.6


- 27 -




Anholt 400 Dinamarca Siemens SWT-3.6

BARD Offshore 1 400 Alemania BARD 5.0

Walney 367 Reino Unido Siemens SWT-3.6

Thorntonbank 325 Bélgica REpower

Sheringham Shoal 315 Reino Unido Siemens SWT-3.6

Thanet 300 Reino Unido Vestas V90-3MW

Lincs 270 Reino Unido Siemens SWT-3.6

Horns Rev II 209 Dinamarca Siemens 2.3–93

Se decidió, por tanto, establecer una comparación entre las características técnicas

de los dos modelos más utilizados para los parques eólicos offshore: Siemens y

Vestas. Dichas características se encuentran representadas en la Figura 13 y la

Figura 14, en las páginas siguientes.

De estas características, los datos más interesantes para calcular la energía eólica

neta anual son:

El diámetro del rotor

La altura de buje

La curva de potencia

El coeficiente de empuje


- 28 -




Conocer el diámetro del rotor es necesario para establecer la distancia mínima de

separación entre las turbinas. Para facilitar la comparación entre ambos modelos

de turbinas, se han escogido modelos con diámetros muy similares: 120m el

modelo de Siemens y 117m el de Vestas.

La altura de buje se define como la altura desde el centro del rotor hasta el suelo,

en este caso, la superficie del mar. Los datos de viento se calcularán con respecto

a esta altura y de nuevo ambas turbinas presentan alturas parecidas: 90m el

modelo de Siemens y 91.5 el de Vestas.

La curva de potencia de cada modelo representa la potencia a la que trabaja el

aerogenerador dependiendo de la velocidad del viento en ese momento. Aunque el

modelo de Siemens parte con cierta ventaja, siendo su máxima potencia 3.6 MW

frente a los 3.3 MW del modelo de Vestas, para la velocidad media de la zona del

parque, 8m/s, ambas curvas presentan una potencia de 1.5 MW.

Finalmente, el coeficiente de empuje está relacionado con las pérdidas por efecto

estela que se presentan en mayor o menor medida en todos los parques. Estas

pérdidas están relacionadas con la capacidad de dispersión del aire al pasar por el

rotor. En la Figura 11 se explica el comportamiento del aire dependiendo de la

velocidad del viento. A mayor velocidad, habrá mayor dificultad de dispersión y

por tanto será más fácil para el viento recuperar su régimen de velocidad y

producir mayor energía.


- 29 -




Figura 11: Dispersión del aire en el rotor según la velocidad del viento. Fuente:

www.efectoestela.com

El coeficiente de empuje, cuya curva se muestra junto a la curva de potencia en la

Figura 12, mide la capacidad de dispersión del aire en la turbina y disminuye con

la velocidad.

Figura 12: Curva de potencia y coeficiente de empuje. Fuente: www.efectoestela.com


- 30 -




3.1.2.1 Vestas 3.3 MW

Figura 13: Especificaciones técnicas del modelo de turbina de Vestas


- 31 -




3.1.2.2 Siemens 3.6 MW

Figura 14: Especificaciones técnicas del modelo de turbina de Siemens


- 32 -




La elección final entre ambas turbinas se realizó con el programa WAsP, cuyos

cálculos se explican en el apartado 3.2, decidiendo finalmente instalar 55 turbinas

Siemens dando lugar a una potencia total de 198 MW.

3.1.3 ESTUDIO DEL ÁREA DISPONIBLE

Dentro de los factores claves a la hora de construir un parque eólico se encuentra

conocer el área disponible. Una de las grandes ventajas de los parques eólicos

offshore es que carece de las complicaciones que se dan en los parques terrestres a

la hora de lidiar con obstáculos del terreno o distancias mínimas de seguridad a

zonas turísticas, rurales, etc.

Para diseñar la distribución del parque eólico y realizar los cálculos con el

programa WAsP era necesario obtener el área del emplazamiento del parque. Se

planteó la dificultad de que en el informe elaborado por el IDAE no se

especificaban las coordenadas de la zona apta de Fuerteventura, sino que se

mostraba el mapa que aparece en la

Figura 15 y el área barrida: 31 km2.

Figura 15: Zona apta para la instalación de un parque eólico offshore. Fuente: IDAE


- 33 -




Por lo tanto, se utilizaron las herramientas proporcionadas por Google Earth para

delimitar la zona en el mapa tratando de hacerla coincidir lo máximo posible con

la original. El resultado final se muestra en la Figura 16.

Figura 16: Área disponible para el proyecto. Elaborada con la herramienta de Google Earth

El mapa obtenido con Google Earth se guardó en formato KML para poder

exportarlo a diferentes programas y trabajar en él. Primero, se importó en una

herramienta proporcionada por la web Free Map Tools, mostrada en la Figura 17,

que permite calcular el área ocupada por una zona así como su perímetro. De esta

forma se pudo terminar de cuadrar el área y comprobar que cumplía los 31km2.


- 34 -




Figura 17: Área disponible para el proyecto. Exportada a la web Free Map Tools

Finalmente, con ayuda del programa Global Mapper y teniendo en cuenta las

distancias mínimas de separación entre turbinas, se calculó que el número máximo

de turbinas a instalar era de 76. Esto equivalía a una potencia de 273.6 MW en el

caso de las turbinas de Siemens y 250.8 MW con las de Vestas. Se comprobó de

esta manera que la instalación de un parque offshore de 200 MW era factible

desde el punto de vista físico.

3.1.4 TIPO DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA

Por último, se hizo un breve estudio que posteriormente se extendería en el

Capítulo 4 sobre la transmisión eléctrica a utilizar.

Aunque tradicionalmente los cables utilizados en los parques eólicos, tanto

terrestres como marinos, eran de corriente alterna, se ha demostrado que en

parques con unas características determinadas, es más rentable utilizar cables de

corriente continua.

En la Figura 18 se muestra un cuadro que resume el estudio llevado a cabo en el

departamento de Tecnología Energética de la Universidad de Aalborg,

Dinamarca. En este, se representan los tres tipos de tecnologías a emplear en la

transmisión eléctrica y cuáles se deben utilizar dependiendo de la potencia del


- 35 -




parque eólico y la distancia del cable de evacuación. Estas tecnologías son las

siguientes:

Cables HVAC

Cables HVDC + VSC

Cables HVDC + LCC

Figura 18: Tecnología de transmisión en función de la potencia y la distancia. Fuente: [1]

La distancia del punto del parque más adentrado en el mar hasta la costa contraria

de la isla se ha calculado con las herramientas de la web Free Map Tools y es de

36.62 kilómetros. Por otra parte, la distancia mínima establecida a la que es más

rentable utilizar cables de corriente continua es de 100 kilómetros, bastante mayor

que la distancia de este proyecto. Sin embargo, tal y como se muestra en la Figura

18, existe una determinada potencia a la cual también es rentable utilizar cables de

corriente continua independientemente de la distancia de la línea de evacuación.


- 36 -




Como uno de los objetivos del proyecto es profundizar en la utilización de las

tecnologías de corriente continua para los parques eólicos offshore, se eligió la

mínima potencia a la que esta tecnología fuera rentable, es decir, 200 MW.

3.2 DISEÑO DE LA DISTRIBUCIÓN DEL PARQUE

Para determinar la distribución de cada turbina y estimar la energía neta que se

produciría anualmente, se utilizó el programa WAsP, desarrollado por la

Universidad Técnica de Dinamarca.

Como se indica en la Figura 19, los pasos a realizar para el estudio de la

distribución del parque son los siguientes:

Adquisición de datos eólicos y estimación del viento a largo plazo

Obtención del modelo topográfico del lugar

Elección de la turbina

Optimización de la distribución considerando efectos topográficos y de

altura y respetando las restricciones del medio

Aplicación de pérdidas

Cálculo de la energía neta


- 37 -




Figura 19: Actividades para el Estudio del Potencial Eólico. Fuente: Universidad Europea de

Madrid

A continuación se detalla cómo se aplicaron los pasos anteriores para el cálculo de

la energía anual neta del proyecto.


- 38 -




3.2.1 ADQUISICIÓN DE DATOS EÓLICOS Y ESTIMACIÓN DEL VIENTO

A LARGO PLAZO

El programa principal WAsP dispone a su vez de distintos programas más simples

para convertir el formato de los datos de entrada a un formato aceptado por el

programa. Para convertir los datos de viento se utiliza el programa WAsP Climate

Analyst.

Aunque existen diversas empresas de todo el mundo que venden los datos

meteorológicos de lugares específicos, en España se pueden encontrar estos datos

con una gran precisión en la herramienta del Atlas Eólico proporcionada por el

IDAE. Entre la gran cantidad de datos proporcionados por esta herramienta, se

utilizaron los datos de la rosa de vientos, indicando la frecuencia con la que sopla

el viento en cada dirección y la intensidad de este.

Los datos de rosas de viento para cada coordenada del mapa se representan con un

punto azul en la

Figura 20. Aunque para realizar los cálculos se tomaron los datos adquiridos de la

herramienta del IDAE, en la instalación del proyecto se deberá incluir una

estación meteorológica con el objetivo de monitorizar el parque y prever la

producción energética a corto plazo.

Figura 20: Atlas eólico de Fuerteventura. Fuente: IDAE


- 39 -




Para el proyecto se seleccionaron los datos del punto situado en las coordenadas

UTM (572450, 3142150). Estas coordenadas se deben introducir posteriormente

en el programa principal para situar la estación meteorológica y que los cálculos

tengan mayor precisión. Los datos obtenidos se representan en la Tabla 3.

Tabla 3: Datos de viento del parque eólico. Fuente: IDAE

Dirección Frecuencia (%)

Velocidad (m/s)

Potencia (%) Weibull C (m/s)

Weibull K

N 17 7.876 15.19 8.552 2.903

NNE 39.81 9.242 53.66 10.019 3.431

NE 16.18 8.004 14.32 8.647 3.209

ENE 4.13 7.051 2.76 7.689 2.745

E 2.86 8.551 4.2 9.493 2.186

ESE 1.31 8.258 1.93 9.148 1.938

SE 1.41 8.663 2.05 9.251 2.039

SSE 0.85 7.281 1.18 7.914 1.504

S 0.61 3.716 0.09 4.289 1.921

SSW 0.89 5.32 0.4 5.808 1.693

SW 1.5 4.963 0.59 5.48 1.652

WSW 1.57 4.105 0.27 4.591 2.122

W 2.09 4.073 0.33 4.419 2.049

WNW 2.09 4.828 0.59 5.359 2.028

NW 2.44 4.581 0.58 5.057 2.022

NNW 5.27 5.606 1.85 6.153 2.621

Las direcciones a las que el viento sopla con mayor intensidad y frecuencia son la

Norte (17%), Norte-Noreste (39.81%) y Noreste (16.18%). Estas tres direcciones

predominantes hacen un total del 73% de la frecuencia del viento.

Por otra parte, considerando únicamente las tres direcciones predominantes, la

velocidad media mínima del viento es de 7.876 m/s en la dirección Norte mientras

que la máxima es de 9.242 m/s en la dirección Norte-Noreste. Teniendo en cuenta

que la velocidad media mínima aceptable para que el proyecto sea viable es de 7.5

m/s, se puede afirmar que la zona de emplazamiento posee unos datos de viento

favorables.

La distribución del viento descrita en la Tabla 3 se muestra de forma gráfica en la

Figura 21.


- 40 -




Figura 21: Rosa de vientos del parque eólico. Fuente: IDAE

Tanto las turbinas de Siemens como las de Vestas cuentan con sistemas de

orientación que colocan siempre el rotor en la dirección perpendicular a la del

viento, donde se produce la mayor energía.

Sin embargo, es necesario conocer la dirección principal del viento para

determinar la distribución de las turbinas de todo el parque eólico. Por lo tanto, las

turbinas de este proyecto se encontrarán organizadas en filas perpendiculares a la

dirección Norte-Noreste.

Al introducir los datos de viento en el programa Wind Climate Analyst, se

obtuvieron los gráficos mostrados en la Figura 22. Posteriormente se exportaron

dichos datos a un archivo compatible con el programa WAsP.


- 41 -




Figura 22: Representación gráfica de los datos de viento con el programa WAsP

3.2.2 OBTENCIÓN DEL MODELO TOPOGRÁFICO DEL LUGAR

El siguiente paso consistió en encontrar y editar un modelo topográfico del

terreno.

A diferencia de los datos de viento, los datos cartográficos de los distintos países

no suelen ser facilitados por el gobierno, sino que varias empresas se encargan de

obtenerlos y venderlos.

Después de barajar distintas alternativas, se decidió utilizar el programa Global

Mapper, mediante el cual es posible crear mapas de todos los lugares del mundo y

trabajar sobre ellos.

Los datos relevantes para el programa WAsP son las curvas de nivel del terreno.

En el caso de que estas pertenezcan a un medio marino se denominan curvas

batimétricas o isóbatas. Estas curvas representan las distintas profundidades a las

que se encuentra una zona determinada.

Para obtener las isóbatas del terreno se buscó un mapa batimétrico que incluyera

las coordenadas de las Islas Canarias y se importó en el programa Global Mapper

obteniendo la Figura 23.


- 42 -




Figura 23: Batimetría de las Islas Canarias

Utilizando las herramientas del programa, se definió la zona de estudio, se dibujó

el perfil del parque eólico y se calcularon las isóbatas con una diferencia de 5

metros entre cada una de ellas. El resultado final se muestra en la Figura 24,

donde se puede comprobar que la zona comprendida por el perfil donde se

instalará el parque eólico tiene una profundidad igual o inferior a 50 metros. Por

tanto, se cumple el requisito principal que hacía viable la construcción del parque.

Figura 24: Isóbatas del parque eólico


- 43 -




Una vez se hubieron definido las isóbatas de la zona, se exportó el mapa para

utilizarlo en el programa WAsP Map Editor. Mediante este programa, además de

referenciar los puntos del mapa con sus respectivas coordenadas UTM, se indicó

la rugosidad a cada lado de las isóbatas. Se escogió una rugosidad para el mar de

0.01 m tal y como indica el mapa eólico del IDAE. Al ser esta rugosidad mucho

menor que en tierra, el desplazamiento del aire será más favorable, habrá menos

turbulencias y, por tanto, se producirá mayor energía que el parque eólico

equivalente en una superficie rugosa como la tierra. En la Figura 25 se muestra la

edición del mapa cartográfico con la herramienta WAsP Map Editor para su

posterior uso en el programa principal WAsP.

Figura 25: Isóbatas de la zona del proyecto. Mapa editado con la herramienta WAsP Map Editor

3.2.3 ELECCIÓN DE LA TURBINA

El estudio de los diferentes modelos de la turbina se realizó previamente en el

apartado 3.1.2. Para decidir entre uno de los dos modelos se esperó a estudiar el

resultado final de la simulación.


- 44 -




La curva de potencia de cada modelo se introdujo en el programa principal

mediante la herramienta WAsP Turbine Editor, mostrada en la Figura 26.

Introduciendo varios puntos con los datos de velocidad, potencia y coeficiente de

empuje se crearon las distintas curvas para cada modelo.

Se especificaron también otros datos necesarios para el cálculo de la energía neta

anual como el diámetro del rotor, necesario para calcular las pérdidas por efecto

estela, y la altura de buje, utilizada para interpolar los datos de viento con la altura

a la que de verdad se va a aprovechar dicho viento.

Figura 26: Introducción de los datos de la turbina en el programa WAsP

3.2.4 OPTIMIZACIÓN DE LA DISTRIBUCIÓN

Existen infinitas posibilidades de distribuir las turbinas dentro de la zona

delimitada y el programa WAsP no ofrece la solución óptima, sino que calcula la

energía y las pérdidas anuales de una solución elegida por el usuario.


- 45 -




Por este motivo, la manera de obtener el modelo que proporcione mayor beneficio

es mediante el método de ensayo y error cumpliendo ciertas restricciones.

Por una parte, se deberá tener en cuenta la dirección predominante del viento, que

en este caso sopla mayoritariamente en la dirección Norte-Noreste. Por lo tanto,

las turbinas se distribuirán en filas perpendiculares a dicha dirección.

La zona disponible sobre la que instalar el parque presenta una forma bastante

irregular, estrechándose progresivamente en la zona sur. Debido a ello, la

distribución del parque será también irregular habiendo distinto número de

turbinas en cada fila.

La distancia tanto entre los aerogeneradores de una misma línea como entre las

propias líneas se determinará teniendo en cuenta el esquema mostrado en la

Figura 27. En este se expresa que los aerogeneradores se encontrarán distanciados

entre sí al menos 3 veces el diámetro dentro de una misma línea. Por otra parte, la

distancia entre alineaciones será lo más próxima a 10 diámetros y en todo caso

mayor a 5 – 7 veces el diámetro.

El cumplimiento de los criterios anteriores resultará en una disminución de las

pérdidas de producción debidas al efecto estela.


- 46 -




Figura 27: Criterio de implantación de aerogeneradores. Fuente: Universidad Europea de

Madrid

Como el diámetro de ambos modelos es de 120 metros, se fijó una distancia entre

turbinas de 360 metros y entre líneas de 1.2 kilómetros.

Dividiendo el terreno en el mayor número de líneas posible teniendo en cuenta las

restricciones anteriores se obtuvo un total de 6 líneas sobre las que instalar las

turbinas. De la misma manera, situando el mayor número posible de turbinas en

cada una de las líneas se obtuvo un total de 76 turbinas. Esto equivaldría a una

potencia de 250.8 MW para las turbinas de Vestas y 273.6 MW para las de

Siemens. Considerando que la potencia deseada para el parque es de 200 MW, el

número de turbinas de Vestas necesario para cubrir dicha potencia es de 60,

mientras que para Siemens haría falta un parque de 55 turbinas.

La instalación y mantenimiento de los aerogeneradores en un parque eólico

offshore es considerablemente alto, por lo que se decidió apostar por el menor

número de turbinas posible, es decir, 55 turbinas. De esta manera,

independientemente del modelo final elegido, el parque estaría compuesto por 55

turbinas.


- 47 -




Aunque esta decisión reduce a 181.5 MW la potencia instalada del parque eólico

formado por turbinas Vestas, la energía final producida debería ser similar a la

producida por el parque eólico formado por turbinas Siemens. A pesar de que la

máxima potencia que pueden alcanzar es diferente, a la velocidad del viento de

Fuerteventura, ambas presentan un valor de 1.5 MW, tal y como se estudió en el

apartado 3.1.2.

Para el estudio de la distribución del parque, se decidió probar dos distribuciones

distintas para cada modelo de turbina, obteniendo un total de cuatro posibles

opciones.

La primera opción consistió en fijar la distancia mínima de 1.2 kilómetros entre

filas y distribuir en ellas las 55 turbinas de forma que la distancia entre ellas fuera

lo mayor posible. De esta forma, en lugar de los 360 metros fijados entre turbinas,

se aumentó la distancia a 500 metros. La distribución de cada fila se ha definido

en la Figura 28.

Para la segunda opción se utilizó la restricción opuesta. A partir de una separación

de 360 metros entre turbinas, se redujo la cantidad de líneas de 6 a 5 definiendo

una distancia entre ellas de 1.5 kilómetros, la máxima posible teniendo en cuenta

las dimensiones de la zona. Esta distribución se ha representado en la Figura 29.


- 48 -




3.2.4.1 Distribución A: Seis filas a 1.2 km de distancia y separación de 500 m

entre turbinas

Figura 28: Distribución A del Parque Eólico. Herramienta: Global Mapper


- 49 -




3.2.4.2 Distribución B: Cinco filas a 1.5 km de distancia y separación de 360 m

entre turbinas

Figura 29: Distribución B del Parque Eólico. Herramienta: Global Mapper

Mediante el programa Global Mapper se dibujó en el terreno cada uno de los

puntos donde instalar las turbinas respetando las distancias seleccionadas. La

introducción de estos puntos en el programa WAsP se realizó insertando

manualmente cada una de las coordenadas de las dos distribuciones mediante un

archivo de texto.

Un ejemplo del resultado final del parque después de introducir todos los datos

necesarios para el cálculo de la energía neta anual se muestra en la Figura 30.


- 50 -




Figura 30: Parque eólico una vez introducidos todos los datos en el programa WAsP

3.2.5 CÁLCULO DE LA ENERGÍA NETA Y LAS PÉRDIDAS

Una vez se hubieron obtenido los distintos datos en el formato adecuado, se

importaron en el programa WAsP para calcular la energía anual neta y las

pérdidas.

Se ejecutó el programa un total de cuatro veces para diferenciar entre los dos tipos

de distribuciones y los dos tipos de modelos de turbina. Los resultados obtenidos

se muestran en las imágenes siguientes y la comparación entre estos, en la Tabla

4.


- 51 -




Figura 31: Energía anual neta obtenida para la Distribución 1





- 52 -




Tabla 4: Comparación de las distintas distribuciones del Parque Eólico

Distribución Modelo de

Aerogenerador

Distancia entre

Aerogeneradores

Energía Anual

Neta

1 Siemens 3.6 MW

1.2 km entre filas y 500 m

entre aerogeneradores de cada

fila

779,934 GWh

2 Siemens 3.6 MW



fila

718,650 GWh

3 Vestas 3.3 MW



fila

763,573 GWh

4 Vestas 3.3 MW



fila

702,233 GWh

Como se puede observar, la distribución capaz de producir la mayor energía y, por

tanto, obtener mayores beneficios, es la Distribución 1. Esta consiste en 55

turbinas de modelo Siemens 3.6 MW dispuestas en seis filas y separadas entre

ellas 500 m.

Comparando ambos modelos de turbina, el modelo de Siemens produce una

energía ligeramente superior al modelo de Vestas, alrededor de un 2% superior.


- 53 -




La mayor diferencia no se da entre los distintos modelos de turbinas sino en la

manera de distribuir estas, obteniéndose un 8% más de energía utilizando la

distribución A.

En la Tabla 5 se encuentra la localización geográfica de cada aerogenerador.

Tabla 5: Localización geográfica de cada turbina del Proyecto

Fila Nº de

turbinas Turbina Coordenadas UTM

1 8

1 578266 3148116 2 578575 3147823 3 578905 3147521 4 579251 3147237 5 579603 3146965 6 579927 3146663 7 580225 3146343 8 580524 3145992

2 11

9 576929 3147646 10 577213 3147356 11 577514 3147011 12 577887 3146694 13 578220 3146386 14 576905 3146058 15 577238 3145777 16 577554 3145450 17 577863 3145124 18 579788 3144799

19 580153 3144546

3 11

20 576141 3146758 21 576446 3146445 22 576848 3146078 23 577249 3145724 24 577554 3145384 25 577920 3145017 26 578285 3144650 27 578626 3144296 28 579004 3143942 29 579370 3143562

30 579699 3143235


- 54 -




4 11

31 575403 3145849 32 575731 3145585 33 576061 3145196 34 576426 3144850 35 576755 3144502 36 577102 3144156 37 577449 3143809

38 577779 3143482 39 578126 3143094 40 578437 3142748 41 578821 3142401

5 9

42 575232 3144185 43 575597 3143858 44 575962 3143512 45 576274 3143144 46 576639 3142777 47 576981 3142395 48 577334 3142015

49 577675 3141675 50 578005 3141321

6 5

51 576151 3141562

52 576480 3141194

53 576833 3140841

54 577175 3140473

55 577528 3140119

3.2.6 APLICACIÓN DE PÉRDIDAS ELÉCTRICAS

La energía neta anual estimada es igual a 779,934 GWh. Sin embargo, no toda la

energía eléctrica que se produce alcanza la red eléctrica debido a las pérdidas que

se dan por diversos motivos.

Los motivos principales por los que se producen pérdidas en la energía vertida a la

red son los siguientes:

Pérdidas de estela: Ya calculadas por el programa WAsP

Pérdidas eléctricas (3 – 5 %)


- 55 -




Indisponibilidad de los aerogeneradores (3 – 5 %)

Garantía de la curva de potencia (5%)

Por lo que la energía eléctrica se hallaría mediante la siguiente ecuación:

𝐸𝐸𝐿É𝐶 = 𝐸𝑃𝐴𝑅𝑄𝑈𝐸 ∙ 𝐾𝑝é𝑟𝑑𝑖𝑑𝑎𝑠 𝑒𝑙é𝑐𝑡𝑟𝑖𝑐𝑎𝑠 ∙ 𝐾𝑖𝑛𝑑𝑖𝑠𝑝𝑜𝑛𝑖𝑏𝑖𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑 ∙ 𝐾𝑐𝑢𝑟𝑣𝑎 𝑝𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎

En un escenario positivo en el que las pérdidas sean las menores posibles, se

obtendría una energía eléctrica final de:

𝐸𝐸𝐿É𝐶 = 779,934 ∙ 0.97 ∙ 0.97 ∙ 0.95 = 697,148 𝐺𝑊ℎ

Aplicando una estimación más conservadora, la energía eléctrica final sería:

𝐸𝐸𝐿É𝐶 = 779,934 ∙ 0.95 ∙ 0.95 ∙ 0.95 = 668,696 𝐺𝑊ℎ

Por lo tanto, la energía eléctrica vertida a la red estará dentro del siguiente

intervalo:

(668,696; 697,148) GWh

Diseño del Sistema Eléctrico

- 56 -




Capítulo 4 DISEÑO DEL SISTEMA

ELÉCTRICO

4.1 INTRODUCCIÓN

Debido al considerable aumento de parques eólicos marinos durante los últimos

años, es necesaria la reconsideración del sistema eléctrico de conexión de dichos

parques a la red.

Esta parte del proyecto incurre en gran parte de su coste económico, por lo que el

diseño y elección tanto del sistema de transmisión como de los componentes

eléctricos más adecuados será imprescindible para su viabilidad económica.

4.1.1 DIFERENCIAS RESPECTO A LOS PARQUES ONSHORE

Desde el punto de vista de la transmisión eléctrica, los parques eólicos marinos

poseen una serie de diferencias con respecto a los parques terrestres que deben ser

tenidas en cuenta. A continuación se detallan las diferencias principales:

Los parques eólicos marinos tienen mayor potencia para compensar el

gran coste de instalación.

Los cables son de mayor longitud, al haber una separación mayor entre

turbinas.

Existe una mayor distancia a la conexión con la red.

Se emplean nuevos sistemas de conexión a la red (AC o DC)


- 57 -




Por otra parte, las duras condiciones atmosféricas que el parque debe soportar así

como la dificultad de acceso al parque por los operarios de mantenimiento

requieren que los componentes eléctricos cumplan las siguientes características:

Los equipos deben ser lo más compactos posible, con grandes intervalos

de mantenimiento o incluso diseñados para que este no sea necesario.

Alta fiabilidad de operación y redundancia en zonas críticas.

Las instalaciones deben ser resistentes a la corrosión causada por la

humedad y el alto contenido en sal del aire. Para ello deberá considerarse

situar los componentes en zonas interiores o incluso la utilización de zonas

cerradas herméticamente.

4.1.2 REQUISITOS DE LA CONEXIÓN A LA RED

Uno de los principales hechos a tener en cuenta al conectar el parque eólico a la

red es que este debe contribuir a la estabilidad del sistema. Esto implica que el

parque debería ser capaz de variar su potencia reactiva dependiendo del nivel de

tensión de la red.

Debido a la potencia relativamente pequeña de los parques eólicos usuales, estos

suelen quedar excluidos del cumplimiento de dicho requisito. De esta manera,

ante faltas en la red, únicamente es necesario un sistema de control simple que

desconecta dichos parques hasta que la falta se ha solucionado. Sin embargo, ante

la instalación de parques eólicos de potencias considerablemente altas, se debe

reconsiderar este sistema. En el caso de que se produzca una falta en una zona de

la red a la que no se encuentre conectado el parque eólico, la desconexión de este

podría contribuir a generar una gran pérdida de potencia que colapsara el sistema.

Es, por tanto, recomendable un diseño del sistema eléctrico que permita la

continua operación del parque eólico.


- 58 -




En la Figura 35 se indican los requisitos FRT (Fault Ride Through) ante las

distintas tensiones de falta según las normativas de Alemania, Reino Unido,

Dinamarca y España. Es decir, el tiempo que el parque debe operar sin

interrupción al producirse una falta que origine una determinada caída de tensión

en la red.

Figura 35: Requisitos ante una falta según distintas normativas. Fuente: National Technical

University of Athens

4.1.3 CONTROL DE LA TENSIÓN

Como se ha dicho anteriormente, es necesario que la potencia reactiva del parque

pueda regularse. Utilizando generadores síncronos, es posible controlar la

potencia reactiva mediante la fuente de excitación. Sin embargo, esto no ocurre en

los motores asíncronos o de inducción, como es el caso de las turbinas eólicas. Por

lo tanto, se necesita un sistema que pueda situarse en la conexión a la red y actúe a

la vez como un excitador central y un controlador de la potencia reactiva.

Por otra parte, la mayoría de los parques eólicos están destinados a suministrar

energía eléctrica a los distintos consumos cercanos a la zona. Este sistema en


- 59 -




muchas ocasiones es bastante débil y un cambio en la dirección del flujo de la

potencia puede afectar considerablemente el nivel de tensión. Para proteger los

consumos de los daños causados por la variación de la tensión, se utilizan

sistemas de tipo MSC (Mechanical switched capacitor), mostrados en la Figura

36. Estos consisten en bancos de condensadores a los que se puede añadir un

sistema amortiguador y son simples, de bajo coste y muy efectivos.

Figura 36: Esquema de los interruptores MSC y MSCDN. Fuente: Siemens

Sin embargo, la generación de energía y, por tanto, el consumo de potencia

reactiva, varía con la velocidad del viento en los parques eólicos. La frecuencia

con la que los sistemas MSC tienen que apagarse y encenderse deteriora la calidad

de la energía y reduce el tiempo de vida del MSC. Debido a ello, la utilización de

un sistema más efectivo de control de la potencia reactiva podría reducir este

problema e incluso actuar como sustituto de los MSC.

Por último, se ha comprobado que la electricidad generada mediante energía

eólica produce fluctuaciones en la tensión del nudo de conexión a la red, lo que se

conoce como “flicker”. Esto es debido a arranques y paradas del parque,

variaciones en la velocidad del viento y el propio efecto de la torre del generador


- 60 -




sobre el viento. La fluctuación de la tensión tiende a deteriorar los demás

componentes conectados a la red, causando las quejas de los consumidores. Con

un sistema de control de la tensión se pondría fin a este problema.

4.2 SISTEMA DE TRANSMISIÓN

A continuación se describe el estudio llevado a cabo para elegir el sistema de

transmisión que mejor cumpla los requisitos detallados en el apartado anterior.

4.2.1 ALTERNATIVAS AL SISTEMA DE TRANSMISIÓN A LA RED

Actualmente existen dos alternativas a la conexión de un parque eólico offshore a

la red eléctrica:

Corriente alterna de alta tensión o HVAC (High Voltage Alternative

Current)

Corriente continua de alta tensión o HVDC (High Voltage Direct Current)

A su vez, la corriente continua de alta tensión ofrece dos opciones según la

tecnología utilizada:

Convertidores con conmutación forzada o VSC (Voltage Source

Converter)

Convertidores con comutación natural o LCC (Line Commutated

Converter)

Hoy en día, la solución HVAC predomina en los parques eólicos construidos a

nivel mundial, con ventajas claves como la baja inversión inicial y la gran

experiencia del sector en este tipo de tecnología.


- 61 -




Sin embargo, debido al creciente número de proyectos de parques eólicos

offshore, la tecnología HVDC comienza a considerarse como la óptima en casos

en los que la potencia y la longitud de los cables son considerablemente

superiores a la media, presentando además la ventaja del control de la potencia

reactiva.

A pesar de que la tecnología HVDC es relativamente nueva en el sector, muchas

de las principales empresas fabricantes de tecnología destinada a la conexión de

parques eólicos a la red cuentan ya con varios modelos de productos en el

mercado que están siendo instalados en diversos parques offshore en distintos

países.

4.2.1.1 Sistema de transmisión HVAC

Los sistemas de transmisión HVAC en parques eólicos compuestos por cables de

larga distancia presentan la desventaja de producir una gran cantidad de potencia

reactiva, lo que acaba reduciendo la capacidad de transmisión de dichos cables.

Debido a esto, es necesario un sistema adicional de absorción de potencia reactiva

como un compensador de potencia reactiva o SVC (Static VAR Compensator) o

un compensador síncrono o STATCOM (Static Synchronous Compensator),

cuyos esquemas se muestran en la Figura 37.


- 62 -




Figura 37: Esquemas del SVC y el STATCOM

Conectando dichos sistemas al principio y final de la red de alta continua es

posible satisfacer varios de los requisitos descritos en el apartado 4.1, como el

control de la tensión y la potencia reactiva.

Sin embargo, esta compensación no es eficiente para largas distancias, ya que en

el punto medio del cable podría darse una carga altamente capacitiva que limitara

la capacidad de transmisión de dicho cable.

En la Figura 38 se representa el esquema simplificado del Sistema de Transmisión

HVAC.

Figura 38: Esquema del Sistema de Transmisión HVAC


- 63 -




4.2.1.2 Sistema de transmisión HVDC-LCC

Este sistema consiste en un convertidor compuesto por tiristores y con

conmutación natural. Sus principales ventajas son:

Posibilidad de transportar mayor potencia a través de distancias más largas

que con HVAC, ya que no existe el problema de la generación de potencia

reactiva.

Es posible controlar tanto la potencia activa como la reactiva, aunque no

independientemente.

Puede operar en una frecuencia distinta a la de la red.

Si hay alguna falta en la red, la corriente de cortocircuito es menor que en

el caso de HVAC.

Por otra parte, las principales desventajas son:

La inversión inicial es considerablemente mayor.

Hay muy poca experiencia utilizando esta tecnología en instalaciones

marinas.

Es necesario compensar la potencia reactiva en los dos lados de corriente

alterna del circuito, debido al consumo de potencia reactiva de los

convertidores.

Es necesario utilizar filtros para eliminar los armónicos producidos por los

convertidores.

Utiliza mucho espacio. Aproximadamente tres veces más que para la

tecnología HVAC.

Se requieren servicios auxiliares en la subestación offshore para operar en

condiciones de poco viento o generación nula.


- 64 -




Considerando las dos estaciones conversoras AC-DC-AC, la eficiencia global del

sistema es de un 97 – 98%. El esquema simplificado del sistema de transmisión

HVDC-LCC se muestra en la Figura 39.

Figura 39: Esquema del Sistema de Transmisión HVDC-LCC

4.2.1.3 Sistema de transmisión HVDC-VSC

Por último, el sistema HVDC-VSC se diferencia del LCC en la tecnología

utilizada en las estaciones conversoras. Estos enlaces se basan en el uso de

transistores bipolares de puerta aislada o IGBT (Insulated Gate Bipolar Transistor)

y el control se realiza mediante la variación del ancho de pulso de una señal de

modulación o PWM (Pulse-width Modulation).

Sus principales ventajas se describen a continuación:

Mejor estabilidad que el sistema HVDC-LCC.

Control de la potencia reactiva en los dos extremos de la red.

Es posible operar en redes débiles.

Control independiente de la potencia activa y reactiva.

No es necesario compensar la potencia reactiva en ambos lados del

circuito porque ya está implementado en los convertidores.

No es necesario el uso de filtros para reducir la distorsión armónica.

En contraposición, las principales desventajas son:


- 65 -




Hay una inversión inicial mayor debido al precio de los convertidores.

En comparación con la tecnología HVDC-LCC, existe una limitación

mayor en la potencia máxima transportada (< 400 MW)

La alta frecuencia de conmutación produce altas pérdidas (de alrededor del

2% en cada estación conversora).

La eficiencia global del sistema de conversión es del 94%, menor que en la

tecnología HVDC-LCC debido a las pérdidas mencionadas.

En la Figura 40 se muestra el esquema simplificado de la tecnología HVDC-VSC.

Figura 40: Esquema del Sistema de Transmisión HVDC-VSC

4.2.2 COMPARACIÓN

Desde un primer momento, uno de los objetivos del proyecto fue profundizar en la

utilización de la tecnología HVDC para la incorporación de parques eólicos

offshore a la red, tal y como se expresó en el apartado 3.1.4, ya que, a pesar de ser

nueva en el sector, es la elegida por la mayor parte de los proyectos de parques

eólicos offshore de alta potencia que se están llevando a cabo actualmente.

En la Tabla 6 se analizan las distintas combinaciones de potencia y distancia a la

orilla de un parque eólico offshore justificando la elección del sistema de

transmisión más adecuado.


- 66 -




Tabla 6: Elección del sistema óptimo según el tipo de transmisión a la red. Fuente: E2Q

Potencia

(MW)

Longitud

(km)

Mejor Solución Justificación

< 200

< 100 HVAC (Vmáx = 170

kV)

No hay estaciones

conversoras en HVAC

100 – 250

HVDC-VSC

HVDC-LCC

Pérdidas excesivas en AC

> 250 HVDC-VSC

200 – 350

< 100 HVDC

La solución AC es más

cara debido al nivel de

tensión (150 – 240 kV) y

los sistemas

compensadores de

reactiva.

> 100 HVDC-VSC Reducción de la capacidad

de transmisión con AC.

350 – 600 - HVDC-LCC

HVAC solo es competitivo

en distancias cortas. En el

caso de HVDC-VSC es

necesario utilizar

convertidores dobles y


- 67 -




cables en ambas

subestaciones offshore y

onshore.

600 – 900 -

HVDC-LCC

HVDC-VSC

HVDC-LCC es más

competitiva, aunque hay

mayor riesgo debido a la

ausencia de sistemas

redundantes.

> 900 -

HVDC-LCC

HVDC-LCC es más

competitiva, aunque hay

mayor riesgo debido a la

ausencia de sistemas

redundantes.

Ya que la potencia del proyecto es de 200 MW con una distancia a la costa menor

de 100 kilómetros, la solución más acertada es un sistema de transmisión HVDC.

Se ha elegido finalmente el sistema HVDC-VSC debido a la creciente experiencia

de esta tecnología en el sector en los últimos años; las altas ventajas respecto al

control de la tensión y la potencia reactiva, que permiten omitir el uso de

componentes complementarios; y la buena capacidad de operación ante sistemas

eléctricos más débiles, como es actualmente el sistema eléctrico de Fuerteventura.


- 68 -




4.3 PARTES DEL SISTEMA ELÉCTRICO

Una vez se ha elegido el tipo de tecnología de transmisión eléctrica a utilizar, se

esquematiza la visión general de todo el parque eólico.

La conexión del parque con la red eléctrica se compone de dos partes: primero, un

sistema colector que reúna en un mismo punto la energía producida por todas las

turbinas; y, segundo, un sistema de transmisión que conecte dicho punto con la

red eléctrica de la isla.

4.3.1 SISTEMA COLECTOR

El sistema colector comienza con transformadores en cada turbina, situadas dentro

de las torres, que elevan la tensión de 690 V a 30 kV. De esta manera se logra

reducir las pérdidas causadas por la resistencia óhmica.

Una red de cables de media tensión conecta las turbinas entre ellas y a la

subestación offshore, donde la tensión se eleva hasta 345 kV, reduciendo de esta

manera la corriente circulante por el cable y, consecuentemente, el tamaño de este.

4.3.2 SISTEMA DE TRANSMISIÓN

El sistema de transmisión se compone de una tecnología HVDC-VSC. Este tipo

de sistema contiene dos estaciones conversoras: la primera transforma la corriente

alterna de la subestación offshore a corriente continua para su transporte mientras

que la segunda vuelve a transformar la corriente continua a corriente alterna para

conectarse a la red española.

El estudio realizado sobre las distintas alternativas respecto al sistema de

transmisión a la red se detalla en el apartado 4.2.


- 69 -




4.3.3 ESQUEMA

Figura 41: Esquema del Sistema de Transmisión HVDC de un parque eólico offshore. Fuente:

ABB

Diseño del Parque

- 70 -




Capítulo 5 DISEÑO DEL PARQUE

5.1 DESCRIPCIÓN DE LAS INSTALACIONES

En este capítulo se detallan las características tanto mecánicas como eléctricas de

los aerogeneradores, así como su conexión con la subestación offshore.

5.1.1 DESCRIPCIÓN DE LOS AEROGENERADORES

El parque está constituido por 55 aerogeneradores marca Siemens de 3.6 MW,

haciendo un total de 198 MW. Los aerogeneradores tienen una altura de buje de

90 metros y un diámetro de 120 metros. Su curva de potencia así como el resto de

características se definen en la Figura 14.

5.1.2 CENTRO DE TRANSFORMACIÓN

La tensión a la que se encuentra la electricidad producida por los aerogeneradores

es de 690 V. Teniendo en cuenta que la potencia de cada aerogenerador es de 3.6

MW, la intensidad que circularía por los cables sería demasiado elevada, por lo

que en cada aerogenerador se situará un centro de transformación alojado en la

base.

Este centro de transformación dispondrá de los siguientes componentes:

Transformador

Celdas modulares

Material de seguridad

Diseño del Parque

- 71 -




Además los centros de transformación serán el punto de conexión entre los cables

que unan los distintos aerogeneradores.

5.1.2.1 Transformador

Se dispondrá de 55 transformadores de media tensión que conviertan los 690 V de

salida de las turbinas a los 30 kV deseados para la distribución de la electricidad a

la subestación offshore.

Al ser la potencia de cada turbina igual a 3.6 MW y considerando un factor de

potencia de 0.8, se exigirá una potencia aparente mínima para el transformador de

4.5 MVA.

𝑆 =𝑃

cos 𝜑=

3.6

0.8= 4.5 𝑀𝑉𝐴

El transformador a utilizar estará fabricado por ABB. De entre su amplio catálogo

de transformadores de media tensión se puede distinguir entre transformadores

secos y los que utilizan aceites. Los primeros están especialmente diseñados para

proyectos en los que se requiera un mantenimiento mínimo o nulo además de unas

condiciones climatológicas duras, como es el caso del parque eólico offshore. El

problema de la ausencia de aceites es un nivel de ruido superior. Sin embargo esto

no constituye ningún problema en una zona situada tan lejos de la población.

Dentro de su catálogo de transformadores secos se encuentran tres modelos:

Vacuum Cast Coil, RESIBLOC y Open Wound. La fábrica española de ABB

situada en Zaragoza ha sido nombrada “Focus Factory” de los transformadores

tipo Vacuum Cast Coil, por lo que será este tipo de transformador el elegido.

Estos transformadores cuentan con una reducida contaminación ambiental, el

nivel más avanzado en términos de tecnología y una flexibilidad que permite

optimizar el espacio. Cumplen estrictos parámetros requeridos en el sistema

Diseño del Parque

- 72 -




eléctrico, se realizan en ellos todos los tests pertinentes y están fabricados según

las normas IEC 60076-11, ISO 9001 e ISO 14001.

Poseen además mayor vida útil que la mayoría de los transformadores similares,

debido al bajo envejecimiento térmico y dieléctrico.

Estos transformadores disponen de un alto grado de personalización, pudiendo

elegir su potencia, niveles de tensión y su grado de protección de la envolvente.

En este caso, se elegirá un transformador de 5 MVA de potencia con una tensión

del lado de baja de 690 V y de 30 kV en el lado de alta. El grado de protección de

la envolvente será IP00.

En la

Figura 42 se muestra una imagen del transformador indicando a continuación sus

características principales.

Diseño del Parque

- 73 -




Figura 42: Transformador de media tensión ABB

1. Devanado de alta tensión de discos de aluminio o cobre

2. Devanado de baja tensión compuesto de aluminio o cobre en su totalidad

3. Bobinas encapsuladas al vacío con resina epoxi

4. Bajos valores parciales de descarga (< 10 pC)

5. Superficie suave

6. Autoextinguibles

7. Resistencia al polvo gracias a bobinas selladas

8. Sin silicona

9. Bajo nivel de inducción y configuración de empalmes escalonados para

garantizar bajo nivel de ruido

10. Alto nivel de aislamiento (BIL)

11. Resistencia a altas corrientes de cortocircuito

5.1.3 CELDAS MODULARES

En todo centro de transformación es necesaria la presencia de distintos tipos de

celdas que realicen funciones específicas. Actualmente existe la posibilidad de

utilizar celdas modulares, ideales para proyectos como este en los que el espacio y

la capacidad de transporte de la maquinaria son bastante limitados.

En este caso, trabajando con las celdas modulares de la gama SM6 desarrollada

por Schneider Electric, sólo serán necesarios dos tipos de celdas:

Celda de protección

Celda de línea

Estas celdas se unirán entre ellas mediante sus juegos de barras.

La celda de línea se conectará al cable de entrada al aerogenerador mientras que el

cable de salida estará conectado a los bornes de la celda de protección.

Diseño del Parque

- 74 -




En el caso de los aerogeneradores que estén situados al final de cada fila, y por lo

tanto sólo necesiten una conexión con otro aerogenerador, se utilizará únicamente

una celda de protección. El borne de la celda de protección se conectará con la

celda de línea del aerogenerador siguiente.

Las características de ambas celdas se definen a continuación:

Tensión nominal: 36 kV

Corriente nominal: 630 A

Frecuencia: 50 Hz

Medidas: 2250 x 1000 x 1400 mm

Índice de protección: IP2XC

Resistencia al arco interno: 12,5 kA – 1 seg

5.1.3.1 Celda de Protección

Las celdas deben proteger el resto de la instalación de las posibles anomalías que

puedan producirse. Esta función se realiza de dos maneras: utilizando fusibles o

mediante el empleo de un interruptor automático para media tensión. Ambas

opciones se muestran en la Figura 43. En el caso de incorporar un interruptor, las

pletinas de este deben situarse en el interior de una cuba con gas SF6. Las celdas

blindadas y aisladas con SF6 son más reducidas que las aisladas en aire, debido a

su mayor capacidad dieléctrica.

Diseño del Parque

- 75 -




Figura 43: Celdas de protección con fusible e interruptor (izda) y con interruptor automático

(dcha)

Para las celdas de protección del centro de transformación de cada turbina se

utilizará un modelo de la gama SM6 desarrollada por Schneider Electric. De entre

los posibles modelos se ha elegido el modelo DM1-D, cuyo esquema se muestra

en la Figura 44, provisto de un interruptor automático con el objetivo de evitar la

sustitución del fusible en el caso en que este tenga que actuar.

Figura 44: Celda de protección de Schneider Electric

La celda viene equipada con los siguientes componentes:

Diseño del Parque

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Interruptor automático SF1 o SFset en SF6

Seccionador de operación sin carga en SF6

Tres transformadores de corriente

Bornes para conexión inferior de cable seco unipolar

Seccionador de puesta a tierra inferior en aire con poder de cierre

Juego de barras tripolar para conexión superior 630 A.

Mando seccionador manual CS

Seccionador de puesta a tierra superior en SF6

Indicador de presencia de tensión

Resistencia calefactora de 50W para 24kV / 150W para 33kV

5.1.3.2 Celda de Línea

Las celdas de línea podrán ser de entrada o de salida y su función será recibir los

cables de la acometida o dar salida a los cables hacia otros centros de

transformación, respectivamente.

Se utilizará una celda de entrada de línea de modelo GAM2, también desarrollado

por Schneider Electric.

La celda de entrada de línea se muestra en la Figura 45.

Diseño del Parque

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Figura 45: Celda de medida de Schneider Electric

La celda viene equipada con los siguientes componentes:

Juego aisladores soportes (horizontal)

Juego de barras tripolar para conexión superior con celda contigua SM6

Bornes para conexión inferior de cable seco unipolar

Indicador de presencia de tensión

5.1.3.3 Material de Seguridad

En cada uno de los centros de transformación habrá además una serie de

elementos con el objetivo de contribuir a la seguridad de las maniobras,

prevención de incendios e información sobre riesgos eléctricos derivados del mal

uso de los aparatos. Dichos elementos son los siguientes:

Extintor contra incendios

Banqueta aislante interior

Armario de primeros auxilios

Diseño del Parque

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Placas de riesgo eléctrico y cartel de primeros auxilios

Guantes aislantes de 36 kV

5.1.4 CABLEADO DE LOS AEROGENERADORES

Los aerogeneradores se conectarán entre ellos y a su vez a la subestación offshore.

Debido a la alta intensidad que supondría conectar los 55 aerogeneradores del

parque así como a los costes en logística que derivarían de dicha conexión, se

decidió realizar varias agrupaciones de aerogeneradores.

La opción más económica y más fácil de llevar a cabo es la agrupación por filas.

Utilizando la división del parque en filas para las agrupaciones por cables, se

obtendrían distintas potencias y, por tanto, distintas intensidades para cada cable.

Considerando para cada turbina:

Potencia: 3.6 MW

Factor de potencia: 0.8

Nivel de tensión de salida: 33 kV

Se calcula la intensidad en la primera fila del parque eólico, compuesta por 8

turbinas:

𝐼 =𝑆

√3 ∙ 𝑈=

𝑃cos 𝜑

√3 ∙ 𝑈=

𝑃

√3 ∙ 𝑈 ∙ cos 𝜑=

8 ∙ 3,6 ∙ 106

√3 ∙ 33 ∙ 103 ∙ 0,8= 629,84 𝐴

De la misma manera, se calculan las intensidades de las filas restantes, mostradas

en la Tabla 7.

Diseño del Parque

- 79 -




Tabla 7: Intensidades del sistema de 33 kV

Nº Fila Nº

Aerogeneradores Potencia

(MW) Intensidad

(A)

1 8 28,8 629,8366573

2 11 39,6 866,0254038

3 11 39,6 866,0254038

4 11 39,6 866,0254038

5 9 32,4 708,5662395

6 5 18 393,6479108

55 198 4330,127019

Debido a su larga y positiva experiencia en el desarrollo de cables submarinos en

corriente alterna así como a su amplio catálogo, se ha decidido utilizar cables

submarinos fabricados por ABB. En la Figura 46 se muestra el tipo de cable

empleado: de cobre, unipolar y con aislamiento XLPE.

El hecho de que el cable sea unipolar en lugar de tripolar permite soportar

mayores intensidades con las mismas secciones. Además, hay que tener en cuenta

que las celdas modulares del centro de transformación de las turbinas sólo

admiten cables unipolares.

Por otra parte, el aislamiento XLPE es el que tiene las menores pérdidas

dieléctricas en comparación con los demás tipos de aislamientos.

Diseño del Parque

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Figura 46: Cable unipolar submarino de ABB

En la Tabla 8 se indica la intensidad admisible de cada cable según su sección.

Tabla 8: Valor nominal de corriente para cables submarinos unipolares. ABB

Diseño del Parque

- 81 -




Se considera que las condiciones del proyecto no van a variar mucho de las

condiciones con las que estos datos han sido calculados, que son las siguientes:

Temperatura del fondo del mar: 20ºC

Profundidad a la que se entierra el cable: 1 m

Resistividad térmica del fondo del mar: 1.0 K x m/W

Además, los cables se tenderán juntos, ya que se necesitarán tres cables

unipolares, por lo que se elegirán los valores de la columna de “Close spacing”.

Enlazando, por tanto, las intensidades calculadas en cada fila con las secciones del

catálogo de ABB, se obtienen las secciones de la Tabla 9.

Tabla 9: Secciones de cada cable

Nº Fila Intensidad (A)

Intensidad Admisible Cable

Sección (mm2)

1 629,8366573 670 500

2 866,0254038 870 1000

3 866,0254038 870 1000

4 866,0254038 870 1000

5 708,5662395 740 630

6 393,6479108 395 150

5.2 CIMENTACIÓN DE LOS AEROGENERADORES

La cimentación origina la mayoría de los costes de los aerogeneradores offshore,

constituyendo uno de los mayores problemas de este tipo de parques. En este

apartado se evaluarán las diferentes alternativas de cimentación.

A pesar del rango de tecnologías disponibles a día de hoy, sólo dos son

consideradas a efectos prácticos, debido a que las nuevas tecnologías no han sido

probadas en el mercado o no son competitivas. Los soportes pueden ser con

Diseño del Parque

- 82 -




cimentaciones fijas al suelo o con plataformas flotantes, como se representa en la

Figura 47. Para grandes profundidades marinas éstas últimas son las únicas

viables. El aumento de la velocidad del viento mar adentro hace que se puedan

amortizar estas instalaciones con más facilidad, ya que la producción de energía

será mayor. Este tipo de tecnologías son más utilizadas en los países nórdicos,

donde las profundidades marinas son mayores. Para España, el uso de estas

plataformas es poco recomendable.

Figura 47: Distintos anclajes para la turbina

En el caso particular del presente proyecto las profundidades no son mayores de

50 m, por lo que se ha decidido la utilización de cimentaciones fijas al suelo. En la

Figura 47 se observa el mapa batimétrico de Fuerteventura, en el que se ve que la

zona afectada tiene una profundidad

Dentro de la cimentación se valoran tres posibles alternativas:

Diseño del Parque

- 83 -




Monopilote

Cimentación gravitacional

Trípode

5.2.1 MONOPILOTE

Es la cimentación más sencilla de las turbinas offshore, además de la más barata y

efectiva. Consiste en un pilar de acero, alargamiento del mástil, que se introduce

en una perforación. Se muestra en la Figura 48.

Figura 48: Monopilote

El problema de este tipo de estructura reside en la dependencia del suelo en el que

se instale, no siendo apto para todo tipo de terrenos. Es por ello que se aplica en

terrenos poco profundos, hasta 25m de profundidad y donde el suelo marino está

formado principalmente de arena.

Diseño del Parque

- 84 -




5.2.2 CIMENTACIÓN GRAVITACIONAL

Este tipo de cimentaciones se construyen en tierra a base de hormigón reforzado y

luego se transportan hasta la posición del aerogenerador. La turbina se mantiene

erguida debido a la gravedad. La forma plana de la base, mostrada en la Figura 49,

evita el giro que provocarían los momentos que el aerogenerador aplica sobre ella.

Figura 49: Cimentación gravitacional

Algunos de estos pilares llevan consigo un refuerzo en forma de cono para la

protección frente a elementos como el hielo en las aguas salobres y frías. Éste no

sería un problema para la instalación en el emplazamiento elegido.

El problema de este tipo de cimentaciones es el tamaño de las mismas, haciendo

muy difícil su transporte si el parque eólico está muy alejado de la costa. Además,

se vuelven demasiado caras si se tienen que utilizar en profundidades superiores a

10m, por lo que no es una alternativa viable para el presente proyecto.

Diseño del Parque

- 85 -




5.2.3 TRÍPODE

Representada en la Figura 50, tiene el mismo fundamento que el monopilote, pero

en vez de anclar un pilar se hacen tres perforaciones. Con más puntos de apoyo se

consigue mayor estabilidad, absorbiendo mejor las cargas de la turbina.

Figura 50: Cimentación trípode

Actualmente se considera que es la opción óptima para los aerogeneradores.

Además, se puede utilizar a profundidades mayores que las alternativas anteriores,

por lo que ésta es la cimentación elegida para el soporte de los aerogeneradores

del parque. Otro de los motivos fundamentales es que se trata de una tecnología

ya probada en instalaciones offshore con profundidades similares, como el parque

eólico AREVA offshore.

5.2.4 CIMENTACIÓN A UTILIZAR

Se utilizará la cimentación tipo trípode, mostrada en la Figura 50.

Diseño de La Plataforma Offshore

- 86 -




Capítulo 6 DISEÑO DE LA

PLATAFORMA OFFSHORE

En parques donde la tensión de la conexión a tierra sea superior a 33 kV es

necesario aumentar el voltaje en una subestación offshore. Asimismo, en el caso

del presente proyecto será necesario un lugar donde alojar los distintos

componentes de transformación de la corriente alterna a la corriente continua

deseada de la línea de transmisión.

Los componentes principales de una subestación offshore, sin incluir el

equipamiento HVDC, se presentan en la Figura 51.

Figura 51: Partes de una subestación offshore. Fuente: Universidad de Edimburgo


- 87 -




Como se ve, los componentes principales son:

Helipuerto

Aparamenta

Grúa

Generador auxiliar

Estructura

Reactores

Transformadores

La plataforma offshore, que incluirá tanto la subestación como la estación

conversora, se situará a 1.2 kilómetros de las filas centrales del parque tal y como

se muestra en la

Figura 52. Las coordenadas UTM de dicha localización son (580441, 3141975).

Figura 52: Situación de la plataforma Offshore


- 88 -




6.1 DISTRIBUCIÓN DE LA PLATAFORMA OFFSHORE

La plataforma offshore sobre la que se situarán tanto la estación conversora como

la subestación será fabricada por Siemens. Esta plataforma pertenecerá a su

catálogo de plataformas tipo WIPOS (Wind Windpower Offshore Substation from

Siemens). Dentro de las tres opciones de cimentación que ofrece Siemens, se ha

elegido la “Self-lifting Solution”, mostrada en la Figura 53.

Figura 53: Plataforma offshore WIPOS. Fuente: Siemens

Este tipo de plataforma es conocida por su versatilidad y facilidad de instalación,

eliminando la necesidad de utilizar buques de cargas pesadas.

Los elementos de la plataforma estarán fabricados por Siemens, que ofrece un

servicio llave en mano para este tipo de proyectos debido a su reciente creación.


- 89 -




Gracias a la flexibilidad que tanto las celdas AC como los convertidores HVDC

otorgan a la estructura de la plataforma, se dispone de dos posibles distribuciones.

En ambas deben incluirse los siguientes elementos:

Zona de AC, ocupada por los componentes descritos en el apartado 6.2.

Edificio de convertidores MMC.

Edificio destinado a servicios de protección y control

Sistemas de refrigeración.

En la Figura 54 se observa una distribución de un solo piso en la que la

modularidad de los convertidores se ha aprovechado para situarlos unos encima

de otros.

Figura 54: Distribución de la estación conversora HVDC. Fuente: Siemens

En la Figura 55, Figura 56, Figura 57 y Figura 58 se aprecia la distribución en

forma de varios pisos, separando los componentes DC y AC.


- 90 -




Figura 55: Aparamenta GIS

Figura 56: Subestación AC


- 91 -




Figura 57: Centro de control y protección

Figura 58: Estación conversora

Se ha escogido finalmente la distribución compuesta por varios pisos para poder

tratar a los circuitos DC y AC de manera más aislada.

Las dimensiones de la plataforma serán de 70x50x35m y pesará alrededor de

10,000 toneladas.


- 92 -




6.2 SUBESTACIÓN OFFSHORE

La subestación constará de seis posiciones de entrada de línea a 30 kV. A

continuación, la tensión se elevará a 345 kV en dos posiciones de transformador.

Finalmente, las dos líneas de salida de dichos transformadores se unirán en una

sola línea que se conectará a la estación conversora HVDC.

6.2.1 ELECCIÓN DE LA DISPOSICIÓN Y FORMA CONSTRUCTIVA DE LA

SUBESTACIÓN

Entre las distintas maneras de construir una subestación se encuentran:

AIS: Aislamiento en aire, intemperie

GIS: Aislamiento en gas SF6

HIS: Híbridas, aparamenta en gas y embarrados aislados en aire

Debido a las duras condiciones atmosféricas del parque, la única opción es una

subestación GIS. Entre las ventajas de este tipo de subestación se encuentra el

reducido espacio que permiten utilizar y las mejores características de protección

tanto a la propia subestación como los elementos que la componen.

Aunque son más caras que las demás subestaciones, se ahorran costes tanto en

transporte, gracias a su diseño modular, como en mantenimiento, que es mínimo.

Para elegir la configuración eléctrica más acertada se valorarán los factores de

fiabilidad, coste y flexibilidad requeridos en la misma.

Las disposiciones empleadas para tensiones de alrededor de 400 kV son:


- 93 -




Simple barra con by-pass

Doble barra

Doble barra con barra de transferencia

Interruptor y medio

De ellas, las más utilizadas son la configuración doble barra y la de simple barra

con by-pass. Debido a la magnitud de la potencia de este proyecto, inicialmente se

prefiere escoger la combinación de doble barra, pudiendo de esta manera dividir

las líneas entre ellas y reduciendo a la mitad la intensidad necesaria en una barra.

De todas formas, se han analizado los factores de fiabilidad, coste y flexibilidad

en la Tabla 10 para poder tomar una decisión con mayor fundamento.

Tabla 10: Tabla comparativa de las configuraciones de la subestación offshore

Simple barra con

by-pass

Doble barra

Fiabilidad: Horas al año

de indisponibilidad 1087 374

Flexibilidad: Horas al

año de mantenimiento 410 510

Coste: en comparación

con el coste de la

configuración Doble

barra

90% 100%


- 94 -




Analizando las características de cada configuración, se ha considerado que tanto

el coste superior como el mayor número horas de mantenimiento de doble barra

compensan la elevada fiabilidad en contraposición con la configuración de simple

barra con by-pass. Por lo que, finalmente, se ha seleccionado la configuración de

doble barra, cuyo esquema se muestra en la Figura 59.

Figura 59: Configuración doble barra

La configuración doble barra presenta una seguridad aceptable para los requisitos

del proyecto. La distribución de sus componentes permite la continuidad de la

subestación a pesar de posibles fallos de circuitos, interruptores o mantenimiento

de circuitos. La única desventaja de esta configuración es que el fallo del

interruptor central dejaría sin servicio a toda la subestación.

El mantenimiento del parque no presenta tanto problema ya que el número de

horas de funcionamiento está limitado, por lo que las horas de parada pueden

aprovecharse para el mantenimiento.


- 95 -




6.2.2 POTENCIA INSTALADA Y NÚMERO DE TRANSFORMADORES

Tal y como se ha indicado en apartados anteriores, el parque eólico offshore,

compuesto por 55 turbinas de 3.6 MW de potencia cada una, tiene una potencia

total de 198 MW. Teniendo en cuenta un factor de potencia de 0.8, la potencia

aparente del parque es igual a casi 250 MVA.

𝑆 =𝑃

cos 𝜑=

198

0.8= 247.5 𝑀𝑉𝐴

En general, los transformadores destinados a potencias medias cubren hasta un

total de 200 MVA. La potencia de este parque eólico entraría dentro del rango de

transformadores de alta potencia.

Por tanto, para esta potencia se plantea la opción de utilizar un transformador de

potencia alta o dos transformadores de potencia media.

La opción de un solo transformador tiene la desventaja de poner en peligro la

continuidad del suministro, ya sea por fallo o mantenimiento. Utilizando dos

transformadores se resuelve este problema.

Se utilizarán, por tanto, dos transformadores de 140 MVA cada uno.

El resto de elementos que contendrá la subestación offshore son los siguientes:

Seccionadores

Embarrados

Interruptores

Pararrayos o autoválvulas

Transformadores de medida de tensión

Transformadores de medida de intensidad

Interruptor de potencia


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6.2.3 DESCRIPCIÓN DE LAS INSTALACIONES

A continuación se especifican los niveles de tensión y las posiciones de la

subestación:

6.2.3.1 Sistema de 345 kV


Tensión máxima del material: 362 kV

Dos posiciones de línea

Dos posiciones de transformador

Dos módulos de medida de tensión en barras



Tensión máxima del material: 36 kV

Seis posiciones de línea

Dos posiciones de transformador

Dos módulos de medida de tensión en barras

6.2.4 TRANSFORMADOR DE POTENCIA

Los dos transformadores de potencia serán fabricados por Siemens. Después de

analizar varios fabricantes de transformadores, se ha elegido este fabricante por el

alto nivel de personalización que ofrece. Esto es muy importante en este proyecto,

ya que los transformadores de potencia de alrededor de 140 MVA suelen tener un

nivel de tensión inferior al deseado.

Por lo tanto, el transformador será tipo Siemens y personalizado para tener una

potencia de 140 MVA y una tensión de 30kV/345kV. En la Figura 60 se muestra

un prototipo de estos transformadores de potencia.


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Figura 60: Transformador de potencia fabricado por Siemens

Los transformadores Siemens están construidos prestando especial atención a la

fabricación del núcleo. Tienen un bobinado tipo núcleo y utilizan acero trabajado

en frío de alta calidad. Para cortar las láminas utilizan máquinas de control

numérico para conseguir empalmes escalonados consiguiendo un flujo distintivo

dentro del núcleo del transformador.

Las bobinas de los devanados están diseñadas para combatir los altos esfuerzos

tanto mecánicos como eléctricos. Para bajos niveles de tensión, el devanado por

capas ha sido probado satisfactoriamente.

Otro componente principal además del núcleo y los devanados es el tanque del

transformador de potencia, donde se sitúa la parte activa del transformador

(núcleo, devanado, cables, etc) y el relleno de aceite.

Al dividirse las turbinas del parque eólico de forma irregular, uno de los

transformadores soportará 135 MVA, estando cargado al 96%, mientras que el

otro soportará 112.5 MVA, teniendo un porcentaje de 80% de carga.


- 98 -




6.3 ESTACIÓN CONVERSORA OFFSHORE

La estación conversora se situará en la misma plataforma que la subestación

offshore, en un piso superior.

6.3.1 ELECCIÓN DEL FABRICANTE

Para la elección del fabricante de los componentes de transmisión, se analizaron

las características de los dos líderes de HVDC a nivel mundial: Siemens y ABB.

Ambos se encuentran en pleno momento de explotación de esta nueva tecnología

y cuentan con multitud de proyectos, mucho de ellos realizándose actualmente.

ABB cuenta entre su catálogo con dos tipos de sistemas de transmisión en

corriente continua: HVDC Classic y HVDC Light, utilizando tecnologías LCC y

VSC respectivamente. HVDC Light es el sistema de transmisión de ABB más

utilizado para parques eólicos offshore.

Por otra parte, Siemens ofrece como tecnologías de transmisión sus productos

HVDC Classic para LCC y HVDC Plus para VSC, siendo de nuevo la tecnología

VSC la más empleada para los parques offshore.

A pesar de que ambos cuentan con una gran experiencia y fiabilidad en el sector,

finalmente se decidió utilizar el producto HVDC Plus fabricado por Siemens.

Además del hecho de que las turbinas eólicas del proyecto pertenecen a la misma

marca, Siemens tiene experiencia en la ejecución de proyectos con tecnología

HVDC en España como el proyecto COMETA, que conecta la península con

Mallorca; o el proyecto INELFE, conectando España y Francia.


- 99 -




6.3.2 COMPONENTES DEL SISTEMA HVDC

Los principales componentes responsables de la transformación de corriente

alterna a continua y viceversa son los llamados convertidores MMC (Modular

Multilevel Converter), mostrados en la Figura 61.

Figura 61: Convertidores MMC

Hasta la aparición de estos convertidores, la conversión de corriente alterna a

continua se realizaba mediante convertidores de dos o tres niveles. Esto se

traducía en una onda muy poco suavizada con una alta proporción de armónicos y

mucho ruido de alta frecuencia. Se ponía en peligro además el sistema de

corriente continua, por lo que era necesario aislar ambos sistemas mediante un

transformador HVDC que requería una gran inversión. Gracias a la tecnología

MMC, es posible utilizar un transformador de potencia HVAC.


- 100 -




Los convertidores MMC utilizan un gran número de niveles para evitar los

problemas de ruidos y armónicos, reduciendo la amplitud de los saltos de tensión

y alargando además la vida útil de cada convertidor, ya que la frecuencia con la

que los interruptores de los convertidores se encienden y apagan es proporcional

al número de estos.

En la Figura 62 se representan los tres tipos de ondas conseguidas según la

tecnología empleada.

Figura 62: Comparación de las distintas tecnologías de convertidores

La tecnología HVDC Plus de Siemens se compone de tres unidades (una por cada

fase). A su vez, estas unidades contienen dos brazos convertidores, cada uno de

ellos compuestos por un módulo MMC y un reactor. A continuación se detallan

las características de cada uno de ellos.

6.3.2.1 Módulo MMC

Cada módulo MMC se compone de hasta 200 módulos de potencia (PM)

conectados en serie. El módulo de potencia a su vez contiene:

Un transistor IGBT a modo de interruptor


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Un condensador DC para almacenar energía

El esquema de los componentes del MMC se puede apreciar en la Figura 63.

Figura 63: Componentes del convertidor MMC

6.3.2.1.1 Modos de funcionamiento

Se distinguen tres estados relevantes para el correcto funcionamiento del módulo

de potencia, como se ilustra en la Figura 64:

Energización: los dos transistores IGBT están abiertos (OFF).

Esto se puede comparar con la condición de bloqueo de un convertidor de dos

niveles. Tras cargarlo, es decir, después de cerrar el interruptor del convertidor

AC, todos los módulos de potencia están en esta condición. Además, si ocurre

una falta seria, todos los módulos de potencia del convertidor se ponen en este

estado. Durante su funcionamiento normal, esta condición no ocurre. Si la


- 102 -




corriente fluye del polo positivo DC en la dirección del terminal AC durante

este estado, el condensador se carga. Cuando la corriente fluye en la dirección

contraria, el diodo de rueda libre D2 evita que la corriente circule por el

condensador.

Condensador ON: el transistor IGBT1 está cerrado (ON) y el

transistor IGBT2, abierto (OFF).

Independientemente de la dirección de la corriente, la tensión del condensador se

aplica a los terminales del módulo de potencia. Dependiendo de la dirección de la

corriente, la corriente fluirá a través del diodo D1 y cargará el condensador o a

través del transistor IGBT1, produciendo la descarga del condensador.

Condensador OFF: el transistor IGBT1 está abierto (OFF) y el

transistor IGBT2, cerrado (ON).

En este caso, la corriente fluye a través del diodo D2 o del transistor IGBT2,

dependiendo de su dirección. Esto asegura una tensión igual a cero en los

terminales del módulo de potencia. La tensión del condensador se mantiene.

Figura 64: Modo de funcionamiento del módulo de potencia


- 103 -




6.3.2.2 Reactor

En la práctica, los valores de las cargas en cada una de las fases no serán igual

debido a que existe un sistema finito de convertidores.

Para reducir las corrientes resultantes entre las tres fases a valores muy bajos, se

necesita un reactor convertidor en cada uno de los brazos individuales. Estos

reactores son también usados para reducir sustancialmente el efecto de faltas tanto

dentro como fuera de la estación conversora.

Como resultado, a diferencia de los anteriores sistemas VSC, la corriente de falta

aumenta sólo unas pocas decenas de amperios por microsegundo en faltas críticas.

Estas faltas se detectan rápidamente y, debido a los niveles de corriente

relativamente bajos que se presentan, los transistores IGBT pueden abrirse cuando

el nivel de corriente no es crítico. Esto proporciona una protección efectiva y

fiable al sistema.

6.3.2.3 Conexión con los sistemas AC

En la Figura 65 se representa un esquema simple de las conexiones entre ambos

sistemas.

Figura 65: Conexión de los sistemas HVDC y HVAC

Línea de Transmisión HVDC y Estación Onshore

- 104 -




Capítulo 7 LÍNEA DE TRANSMISIÓN

HVDC Y ESTACIÓN ONSHORE

En este capítulo se detallan las características de la línea HVDC y la estación

conversora a la que se conectará en tierra.

7.1 LÍNEA DE TRANSMISIÓN HVDC

Las líneas de transmisión HVDC se compondrán de un tramo submarino de 3,902

metros y un tramo subterráneo de 18,197 metros. La longitud total de cada línea

será de 22,099 metros.

7.1.1 CONEXIÓN HVDC

Dentro de los distintos tipos de conexiones de la línea de transmisión HVDC se

distinguen:

Monopolar

Bipolar

La configuración bipolar es la más empleada en tecnología HVDC en líneas

aéreas y se compone de dos sistemas monopolares independientes que hacen las

veces de polos positivo y negativo.

La tecnología VSC Plus utilizada por Siemens tiene una configuración

monopolar. Esta configuración puede ser, a su vez, simétrica o asimétrica,

diferenciándose en el medio de retorno.


- 105 -




La configuración asimétrica, ya sea con retorno por mar/tierra o retorno metálico,

consiste en el uso de un conductor único para transmitir potencia entre dos

estaciones conversoras. Esta configuración permite ahorrar en el cable conductor.

El retorno por mar o tierra se realiza mediante los electrodos de las subestaciones

conectadas a tierra, que hacen las funciones de ánodo y cátodo y se emplea

especialmente en proyectos que involucran cables submarinos, donde el mar

puede realizar las funciones de retorno ofreciendo menos pérdidas que un retorno

metálico o una configuración bipolar. La configuración con retorno metálico es

más cara y se utiliza cuando, por razones medioambientales, no se puede utilizar

retorno por tierra o mar.

La configuración simétrica es más cara que la asimétrica, pues requiere de un

conductor más, pero más barata que la bipolar. A pesar de que la adquisición de

un cable presenta una gran inversión, esta configuración permite generar una onda

AC simétrica y aislar las estaciones conversoras HVDC, actuando como un

sistema de protección.

Se utilizará, por tanto, la configuración monopolar simétrica, mostrada, junto a los

demás tipos de configuraciones, en la Figura 66.

Figura 66: Distintos tipos de configuraciones polares


- 106 -




7.1.2 CONFIGURACIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO EN HVDC

Por otra parte, existen varios tipos de estructuras de red básicas en HVDC:

Punto a punto

Back-to-back

Multiterminal

La estructura back-to-back se utiliza para conectar dos sistemas asíncronos

mientras que la multiterminal se compone de tres o más estaciones conversoras

separadas geográficamente.

La estructura elegida será, por tanto, punto a punto. Esta es la topología más

empleada para conectar dos puntos mediante una línea HVDC y consiste en dos

estaciones conversoras conectadas mediante una línea de transmisión. Debido a

las aplicaciones de la tecnología, es la configuración más utilizada hoy en día.

7.1.3 ELECCIÓN DE LOS CABLES

Para la elección de los cables se consultaron las características de los parques

eólicos offshore que utilizan HVDC. Se observó que en muchos de ellos los

cables utilizados eran de la marca Prysmian, coincidiendo además que los

convertidores elegidos eran los fabricados por Siemens. Por este motivo, se

decidió consultar el catálogo ofrecido por Prysmian, en la Figura 67, al ser una de

las compañías proveedoras de cables con más experiencia en la tecnología HVDC.


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Figura 67: Catálogo de Cables de Prysmian

Teniendo en cuenta la distancia del cable y que el nivel de tensión utilizado en los

parques es de entre 132 kV y 400 kV, las opciones más adecuadas son el “AC

fluid filled” y el “DC fluid filled”. Se vuelve a comprobar, por tanto, que las

características de este proyecto le sitúan en el límite en el que tanto el sistema de

transmisión HVAC como el de HVDC son viables económicamente.

Se decidió utilizar un cable “DC fluid filled” de 345 kv. En sus especificaciones

se indica que suele ser utilizado para circuitos cortos, por lo que satisface

completamente los requisitos del proyecto.

Estos cables son adecuados para tensiones de hasta 600 kV DC y 1000 kV AC.

Pueden depositarse en el fondo del mar aguantando profundidades de hasta 800

metros sin precauciones especiales. Con el uso de fluidos especiales y la armadura

apropiada, pueden alcanzarse profundidades de 2000 metros. En el caso del

proyecto, donde la profundidad es inferior a 50 metros, no es necesario el uso de

ningún accesorio.


- 108 -




El diseño de estos cables depende de la distancia, que no deberá sobrepasar los 60

kilómetros. El conducto de aceite será mayor cuanto mayor sea la distancia

requerida.

La composición del cable, mostrada en la Figura 68, es la siguiente:

1. Cables conductores de cobre o aluminio

2. Láminas de papel semiconductoras

3. Láminas de papel aislantes impregnadas de aceite de baja viscosidad

4. Láminas de papel semiconductoras

5. Cubierta de aleación de plomo

6. Lámina metálica de refuerzo

7. Cubierta de polietileno

8. Cinta sintética

9. Uno o dos niveles de armadura de acero

10. Hilo de propileno


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Figura 68: Cable de transmisión HVDC fabricado por Prysmian


- 110 -




7.1.4 TENDIDO DE LA LÍNEA

7.1.4.1 Línea Submarina

Las líneas submarinas recorrerán 3,902 metros hasta la costa atravesando una

zona en la que se ha estudiado previamente que no existen limitaciones

medioambientales.

Se decidirá no enterrar los cables, ya que la distancia de estos es relativamente

pequeña. Los cables permanecerán por tanto tendidos sobre el suelo marino y se

protegerán situando encima bolsas de cemento como se muestra en la Figura 69.

Figura 69: Tendido de la línea submarina. Fuente: Prysmian

La sección de los cables indicada para potencias de entre 200 MW y 400 MW y

niveles de tensión del orden de 300 kV es igual a 600 mm2.


- 111 -




7.1.4.2 Línea Subterránea

Las líneas subterráneas, de 18,197 metros, se enterrarán a un metro de

profundidad. El empalme entre ambas líneas (submarina y subterránea) se

realizará en la costa con una caja de empalmes apropiada. Se deberá señalizar la

zona por donde esté enterrada la línea y despejarla de vegetación.

La sección de los cables, por ser un cable subterráneo, será ligeramente menor, de

550 mm2.

7.2 ESTACIÓN CONVERSORA ONSHORE

La estación conversora se situará junto a la subestación “Antigua” de

Fuerteventura. En la Figura 70 se muestran las subestaciones que existen

actualmente en Fuerteventura, siendo Antigua, de 132 kV, la más próxima al

parque eólico.

Figura 70: Sistema eléctrico de Fuerteventura. Fuente: REE


- 112 -




La estación conversora se situará en un edificio similar al mostrado en la Figura

71. Gracias a la flexibilidad de los convertidores MMC, se emplearán dos pisos de

convertidores, unos encima de otros, por lo que el edificio donde se instalen

tendrá unas dimensiones reducidas.

Las características del sistema conversor HVDC serán iguales que las comentadas

en el apartado 6.3.

Fuera del edificio, dos transformadores de potencia conectarán la estación

conversora con la subestación Antigua. Para ello, se ampliará dicha subestación

añadiendo dos posiciones de transformador.

Figura 71: Estación conversora onshore

De nuevo, se utilizarán dos transformadores de potencia personalizados por

Siemens. Tendrán una potencia de 140 MVA y unos niveles de tensión de

345kV/132kV.

Las características de este tipo de transformadores se detallan en el apartado 6.2.4.


- 113 -




Protecciones

- 114 -




Capítulo 8 PROTECCIONES

8.1 CONSIDERACIONES PREVIAS

El grado de protección presente en el sistema eléctrico del parque eólico influirá

en gran medida en la seguridad del suministro de energía.

Estas protecciones se realizan mediante distintos tipos de relés, alimentados

mediante transformadores de tensión y/o intensidad que reducen los altos niveles

del sistema eléctrico a unos valores aceptables para operar con normalidad.

Las características esperadas de un relé de protección son las siguientes:

Sensibilidad

Selectividad

Rapidez

Fiabilidad: seguridad y obediencia

Robustez

Autonomía

Además, según la función para la que está programada, puede ser:

Primaria: detecta un defecto/anomalía

Respaldo: mismo modelo de relé pero función diferente

Redundante: misma función pero distinto modelo de relé

Cada relé de protección está programado con una función diferente. Cuando

detecta que los parámetros del sistema han entrado dentro de su rango de

Protecciones

- 115 -




actuación, arranca y, si en un tiempo determinado, los parámetros siguen dentro

de dicho rango, actuará realizando las desconexiones necesarias.

8.2 SISTEMA HVDC

El sistema VSC Plus de Siemens tiene integrado el equipo de control y protección,

por lo que no es necesario el equipamiento con ningún otro sistema de protección.

De todas maneras, se detallará brevemente el proceso que ejecuta el sistema ante

las diversas faltas que pueden producirse.

8.2.1 MÓDULO DE POTENCIA

Para proteger al sistema de las faltas que puedan producirse en los distintos

módulos de potencia, se instalan módulos redundantes. A diferencia de en otros

sistemas anteriores, estos módulos están diseñados para no estar sometidos a alta

tensión hasta el momento en el que tengan que actuar. Por lo tanto, durante su

operación la tensión de salida de dichos módulos de potencia es igual a cero.

En el momento en que un módulo de potencia falla, esta falta se detecta y el

módulo de potencia defectuoso se cortocircuita mediante un bypass, como se

muestra en la

Figura 72.

Protecciones

- 116 -




Figura 72: Módulo de potencia cortocircuitado

Esto proporciona un funcionamiento completo del sistema, ya que la corriente del

módulo de potencia en falta puede continuar fluyendo y el convertidor opera sin

ninguna interrupción.

8.2.2 REACTORES

El valor de la corriente de las faltas producidas tanto dentro como fuera del

sistema conversor puede ser reducido mediante los reactores presentes en cada

brazo. Su funcionamiento se explica en el apartado

8.2.3 CONVERTIDORES

Las faltas tanto dentro como fuera de la estación conversora pueden ser detectadas

y reducidas por los reactores instalados en cada uno de los brazos convertidores.

Si se produce un cortocircuito, ya sea en los terminales DC o en el sistema

conversor, la corriente se eleva superando un determinado umbral en los brazos

convertidores. Al estar la estación convertidora compuesta por un número finito

de módulos, hay unas limitaciones en la velocidad con la que la corriente se eleva.

Por lo tanto, cuando se detecta que esta corriente es mayor de lo normal, se puede

actuar a tiempo y apagar los IGBTS en pocos microsegundos antes de que alcance

valores críticos. Esto proporciona una función altamente protectora del sistema,

evitando que la corriente de cortocircuito de la línea HVDC alcance los altos

valores que se pueden dar en corriente alterna.

La corriente de falta circulará por los diodos hacia el sistema AC, donde deberá

extinguirse mediante el interruptor de potencia.

Protecciones

- 117 -




8.2.4 DIODOS

Para evitar el daño que producen las corrientes de cortocircuito en los diodos, se

suelen equipar con un sistema de protección compuesto por tiristores que recibe

parte de la corriente. De esta manera, la corriente de falta sigue circulando hacia el

circuito AC, donde será extinguida, pero no circula en su totalidad por los diodos,

minimizando daños.

8.2.5 LÍNEA HVDC

Gracias a la configuración monopolar simétrica del sistema, la línea HVDC

cuenta con un sistema de protección añadido. En la Figura 73 se muestra un

esquema de configuración monopolar simétrica, cuyas estaciones conversoras

están aisladas; y una configuración monopolar asimétrica, rígidamente puesta a

tierra.

Figura 73: a) Monopolo simétrico y b) monopolo asimétrico. Fuente: CIGRE 2012

En el caso de una falta a tierra de la línea, la configuración monopolar asimétrica

obtendrá altos valores de corriente de cortocircuito debido al desplazamiento de la

tensión. Gracias a la configuración monopolar asimétrica, una falta a tierra se

traducirá en altas sobretensiones temporales a cambio de un bajo valor de

corriente de cortocircuito, que será conducida al sistema AC para que pueda

extinguirse.

Protecciones

- 118 -




8.3 TRANSFORMADORES DE POTENCIA DE LA SUBESTACIÓN

OFFSHORE

Los transformadores poseen unas protecciones propias que controlan la

temperatura, el nivel de aceite, la presión y el flujo de gas. Además de esto, deben

ser equipados con protecciones externas contra faltas o sobrefuncionamientos.

8.3.1 PROTECCIÓN PRINCIPAL: DIFERENCIAL DE TRANSFORMADOR

(87T)

Esta protección detecta faltas entre fases. Este tipo de faltas se considera grave

pues produce sobrecorriente en el aislamiento y la chapa magnética, produciendo

daños en ella; así como esfuerzos mecánicos y torsión en devanados.

Su modo de operación consiste en instalar un relé monofásico en cada una de las

fases y comparar las intensidades de ambos devanados. En funcionamiento

normal, la corriente diferencial debería ser cero o un valor residual muy bajo.

En la Figura 74 se muestra sus valores de funcionamiento. La zona de actuación

abarcará las intensidades diferenciales mayores de 0.2 veces la intensidad

nominal. El objetivo de la protección es actuar únicamente ante faltas internas.

Para evitar que dispare ante la posible saturación del transformador de intensidad

debido a faltas externas, se implementa una curva de frenado. Esta curva eleva la

intensidad diferencial a la que la protección actúa dependiendo de la intensidad

media de ambos devanados. La pendiente de la curva se ajustará al 20%.

Protecciones

- 119 -




Figura 74: Curva de funcionamiento del relé 87T

Las primeras protecciones utilizadas presentaban problemas a la hora de

introducir los transformadores de intensidad, por la diferencia de intensidades,

grupos de conexión y la normalización de dichos transformadores, que hacían

necesaria la presencia de un tercer transformador para cuadrar las intensidades.

Actualmente, estos problemas se solucionan mediante el empleo de relés digitales.

El fabricante elegido para esta protección será Siemens y el modelo, SIPROTEC

7UT82.

Este sistema de protección, rápido y selectivo, precisa de una protección de

sobreintensidad como respaldo.

8.3.2 PROTECCIÓN DE RESPALDO: SOBREINTENSIDAD (51)

La protección de sobreintensidad actúa como respaldo de la diferencial de

transformador.

Detecta sobreintensidades en devanados debido tanto a faltas internas como a

faltas externas cercanas al transformador. Para estas últimas, deberá coordinarse

con las protecciones de línea.

Protecciones

- 120 -




La sobreintensidad ocasiona daños en los devanados debido a la

sobretemperatura, que deteriora el aislamiento, pudiendo perforarlo; los esfuerzos

electromecánicos en los bobinados; y la chapa magnética.

En transformadores grandes, como es el caso del proyecto, se sitúa en ambos

lados del transformador, vigilando intensidades de fase. Es la protección de

respaldo más sencilla y tiene escasa selectividad, por lo que debe trabajarse

especialmente para que actúe coordinándose con el resto de protecciones.

Debe permitir además sobrecargas admisibles y transitorios de inserción.

Ya que es una protección de respaldo de la 87T, se elegirá una protección también

fabricada por Siemens. El modelo será SIPROTEC 7SJ82.

8.4 POSICIONES DE ENTRADA DE LOS AEROGENERADORES

Las seis líneas que unen los aerogeneradores con la subestación deben disponer

también de algún tipo de protección.

Por el nivel de tensión de 33kV así como la longitud de las líneas se pueden tratar

estas como redes de distribución. Para este tipo de líneas se aconsejan las

protecciones de sobreintensidad o sobreintensidad direccional. Esta última sólo se

aplica en redes malladas, por lo que se utilizará la protección de sobreintensidad

(51).

El relé elegido será el mismo que el utilizado en el transformador de potencia:

Siemenes SIPROTEC 7SJ82. Se usará una curva de funcionamiento de

característica muy inversa.

Protecciones

- 121 -




8.5 AEROGENERADORES

Los aerogeneradores poseen sus propias protecciones. Las celdas de

transformación situadas en su base poseen además un interruptor automático que

aporta la seguridad requerida.

8.6 TRANSFORMADORES DE INTENSIDAD

Como se ha dicho anteriormente, todos los relés digitales del parque estarán

conectados a sus respectivas posiciones mediante transformadores de media y

protección, que transforman la intensidad y/o tensión a valores adecuados para su

funcionamiento.

Para las protecciones que se han estudiado sólo son necesarios transformadores de

intensidad.

Los transformadores de intensidad se distinguirán entre los destinados a relés de

protección y los que se conectarán a aparatos de medida. Ambos tendrán una

intensidad en el devanado secundario de 1 a 5 amperios.

Los primeros no requieren de una gran precisión pero deben aguantar altas

corrientes para no saturarse y permitir el correcto funcionamiento de las

protecciones. Se utilizarán transformadores del tipo 5P20, con un error de

precisión del 5% y una capacidad de resistir hasta 20 veces la corriente nominal

sin perder precisión.

Los transformadores de intensidad de protección serán necesarios en ambos

devanados del transformador así como en las seis líneas de los aerogeneradores.

Sin embargo, no será necesario para la línea HVDC ya que se ha estudiado

previamente que dispone de sus propios sistemas de protección.

Protecciones

- 122 -




La corriente de falta mayor se produce en faltas de fase-tierra en bornes de la

subestación onshore. Las corrientes de cortocircuito suelen ser del orden de 20

veces la nominal pero gracias a los sistemas de protección de la línea HVDC

reducen esta corriente considerablemente, por lo que se ha considerado que un

transformador 5P20 con la corriente nominal igual a la nominal de la línea será

suficiente para asegurar la protección.

Al estar cargados con distintas potencias, cada transformador de intensidad del

devanado de alta de los transformadores tendrán que cubrir distintas corrientes. En

un transformador deberá cubrir 188 A y en el otro, 226 A. Se elegirá un

transformador de 200/5 A y otro de 250/5 A.

Para las líneas de 30kV y el devanado de baja, las corrientes serán también

distintas y se muestran en la Tabla 11.

Tabla 11: Transformadores de protección y medida. Intensidad

Elemento Intensidad

(A) Transformador

Fila 1 629,8366573 750/5

Fila 2 866,0254038 1000/5

Fila 3 866,0254038 1000/5

Fila 4 866,0254038 1000/5

Fila 5 708,5662395 750/5

Fila 6 393,6479108 400/5

Devanado de Baja T1

2165 2500/5

Devanado de Baja T2

2598 3000/5

Las potencias de los transformadores se elegirán teniendo en cuenta la potencia

disipada en el cable de conexión y la de resistencia interna del transformador, que

será despreciable.

Protecciones

- 123 -




La resistividad de cada uno de los dos cables a conectar es de 1/56 Ωmm2/m con

una sección de 6 mm2. Las distancias comunes entre los transformadores de

protección y los relés son de 100 metros, por lo que la resistencia será de 0.3 Ω.

Con una corriente de 5 amperios, las pérdidas serán de 7.5 W en cada cable, es

decir, 15 W en total. Con un factor de potencia de 0.8, las pérdidas ascienden a

18.75 VA y la potencia de los transformadores será de 30 VA.

Se elegirán transformadores ABB de 30 VA y las relaciones de transformación

establecidas previamente.

Estudio Medioambiental

- 124 -




Capítulo 9 ESTUDIO

MEDIOAMBIENTAL

Aunque la energía eólica se considere una energía limpia al tratarse de una fuente

renovable, su explotación no está exenta de cierto impacto medioambiental

provocado por la construcción y el funcionamiento del Parque Eólico Offshore

que se propone.

Debe tenerse en cuenta que la energía eólica es una de las menos contaminantes

para la atmósfera, lo cual hace de ella una excelente opción. Sin embargo, puede

tener efectos nocivos sobre el medio físico, tal y como se detallará posteriormente

examinando cada uno de los componentes del mismo que pueden verse afectados.

Una de las principales preocupaciones de todos los proyectos cuya finalidad es la

producción de energía es que cumpla estrictamente con la normativa del protocolo

de Kioto con respecto a la emisión de gases contaminantes que contribuyen al

efecto invernadero. En este sentido, la energía eólica constituye un recurso óptimo

puesto que, tal y como se ha comentado anteriormente, no provoca ninguna

emisión de este tipo. Sin embargo, la construcción del parque sí requiere la

utilización de otras fuentes de energía para generar la electricidad necesaria, y

éstas se nutren de los clásicos combustibles altamente contaminantes. En

proyectos anteriores de este tipo, todos ellos ejecutados fuera de España, el

estudio de las consecuencias medioambientales fue llevado a cabo de acuerdo a

las legislaciones vigentes.

En el año 2007 fue aprobado en España el Real Decreto 1028/2007, de 20 de julio

para la autorización de Parques Eólicos Marinos tras la realización de los estudios

pertinentes que determinaron las zonas aptas del litoral para la instalación de los


- 125 -




mismos de acuerdo con la Ley 9/2006, de 28 de junio, sobre evaluación de los

efectos de determinados planes y programas sobre el medio ambiente.

Además de esto, el proyecto deberá respetar la legislación española y de la

Comunidad Autónoma de Canarias con respecto a la preservación de las costas.

A continuación se estudian los factores del medio ambiente que sufrirán las

consecuencias provocadas por el parque eólico offshore.

9.1 AVES

De toda la fauna local, las aves son las más perjudicadas por la instalación de los

parques eólicos offshore, especialmente las especies migratorias. Los daños no se

califican como graves aunque sí deben ser estudiados en los siguientes aspectos.

9.1.1 POSIBLES COLISIONES

En los parques eólicos offshore que ya están en marcha en otros países del mundo

se ha podido llevar a cabo los primeros recuentos de aves que han muerto a causa

de una colisión con los mismos.

Concretamente, en la plataforma offshore de investigación FINO 1, situada en el

Mar del Norte, se encontraron cuatrocientas cuarenta y dos aves muertas en un

periodo de quince meses. Sin embargo, tan sólo un 16% de éstas presentaba

traumatismos graves claramente provocados por el impacto contra la estructura.

Los demás ejemplares, por el contrario, se hallaron con heridas leves y comunes

atribuibles a multitud de factores ajenos a la plataforma. Por tanto, resulta difícil

estimar el porcentaje real de daño causado por estructuras offshore.

Se sospecha que uno de los motivos por los que estas colisiones son más

frecuentes con los parques marítimos que con los terrestres es que, durante la


- 126 -




noche, las aves creen encontrar en ellos un punto de descanso puesto que su

iluminación les resulta atractiva en medio de la oscuridad del mar.

9.1.2 ESPECIES MIGRATORIAS DE LA ZONA

Muchas especies de aves guardan un patrón de movimientos migratorios en

bandadas que se repite año tras año buscando siempre las zonas más cálidas en

cada estación. Canarias, debido a su climatología particular, distinta del resto de

España, recibe miles de especies de aves migratorias que, durante el invierno, se

desplazan desde el resto de Europa hacia el norte de Europa y nuestras islas.

9.1.3 AVES AUTÓCTONAS

Algunas especies de aves marinas habitan exclusivamente una zona concreta en

todo el mundo, lo cual hace que se conserven muy pocos ejemplares y que las

asociaciones ecologistas aboguen por protegerlas y evitar cualquier riesgo que las

ponga en peligro de extinción.

Tanto es así que, en uno de los primeros proyectos de energía eólica offshore que

se propusieron en España, concretamente en el Delta del Ebro, fue duramente

criticado por el Congreso Mundial de Conservación de 2012 por el daño que

causaría a algunas especies de aves marítimas autóctonas de esta zona del

mediterráneo. Esta resolución del Congreso frenó drásticamente la financiación

del proyecto

9.1.4 ALTURA DEL VUELO Y PROFUNDIDAD DE LA COSTA

De todas las especies de aves marinas que atraviesen las islas, es importante

evaluar la altura a la que se desplazan para establecer una profundidad óptima

para la construcción del parque, que suponga el mínimo peligro para éstas.


- 127 -




9.1.5 TAMAÑO DE LAS TURBINAS Y EMISIÓN DE RUIDOS

No están claros los efectos de estas dos variables pero se sospecha que un mayor

tamaño de los aerogeneradores los hará más visibles para las aves y por tanto

reducirá el riesgo de colisión. Sin embargo, el efecto del ruido es más difícil de

evaluar: puede que provoque una sensación de alerta para las aves y las aleje del

parque, o bien puede resultar un distractor y afectar a la trayectoria del vuelo.

9.2 MAMÍFEROS MARINOS

En estos animales no se espera causar grandes perturbaciones durante el

funcionamiento del parque eólico puesto que en el medio submarino apenas se

producen cambios con estas explotaciones energéticas. Sin embargo, durante la

fase de construcción, los ruidos, las excavaciones y los movimientos continuos

pueden dar lugar a que estas especies se desplacen su hábitat a otras zonas de

mayor tranquilidad.

Posiblemente, en el caso concreto de la Comunidad Canaria, habría que realizar

estudios de mayor profundidad para reducir el impacto sobre los mamíferos

marinos ya que se trata de una zona con amplia variedad de especies de cetáceos y

ballenas, concretamente, se estiman unas veintinueve.

9.3 PECES

En el caso de los peces, la construcción y el funcionamiento del parque eólico

offshore supone efectos tanto positivos como negativos para la conservación de su

ecosistema.


- 128 -




Por un lado, las turbinas pueden asemejarse a un “arrecife artificial” en el que

algunas especies encuentren un refugio con respecto a sus depredadores. Incluso

es posible que utilicen estos “arrecifes” como zonas de reproducción por su

seguridad.

Por otro lado, y como ocurre con los mamíferos marinos, la fase de construcción

del parque puede movilizar a ciertas especies que se vean afectadas por los ruidos.

En el caso de los peces, además, las vibraciones y ruidos pueden provocar

alteraciones en sus sistemas de orientación.

9.4 HIDROGRAFÍA

En este caso concreto, la hidrografía no es un factor relevante aunque sí que

deberá trabajarse cuidadosamente para que la construcción del parque respete las

cualidades del agua de la zona, evitando un exceso de erosión y sedimentación

durante el proceso.

9.5 RUIDOS Y VIBRACIONES

El ruido que se produce por el rozamiento de los aerogeneradores con el viento es

mucho más elevado en los parques eólicos offshore que en los onshore por la

velocidad del mismo. Sin embargo, los parques se encuentran lo suficientemente

alejados de la costa como para que este ruido sea imperceptible para la población.

El efecto del ruido y las vibraciones afecta más directamente a las especies

animales como ya se ha explicado anteriormente.


- 129 -




9.6 CONFLICTOS DE INTERESES

La instalación de este nuevo recuso energético conlleva modificaciones en el

medio socioeconómico de la zona por distintos motivos.

En primer lugar, no cabe duda de que es un impulso a la economía local, por la

generación de puestos de empleos tanto para la fase de construcción como para el

adecuado funcionamiento controlado por expertos.

Sin embargo, las actividades tradicionales en la costa, especialmente la pesca,

pueden verse afectadas con estas nuevas instalaciones, que en ocasiones obligarán

a redirigir algunas rutas u ocuparán amplias zonas en las que la pesca quedará

vetada. Los gobiernos deben ser cautos en las autorizaciones para la construcción

de los parques y asegurarse de preservar siempre la actividad pesquera ya que se

trata del sustento de muchas familias de la zona.

La instalación del parque afectará también a los trayectos de embarcaciones de

recreo, transporte y defensa.

Además de esto y concretamente en Canarias, ya se han producido algunos

conflictos entre el Gobierno Central y Autonómico con respecto a las

competencias que cada uno debería asumir en materia energética tras los estudios

que calificaron la Comunidad Canaria como zona apta para las explotaciones de

energía eólica offshore.

9.7 ACCIDENTES

El riesgo de accidente en el parque eólico offshore es mínimo ya que cuenta con

excelentes medidas de seguridad y vigilancia. La señalización del parque debe


- 130 -




resultar suficiente para que no se produzca ningún tipo de colisión con

embarcaciones.

Sin embargo, no puede obviarse la posibilidad de fallos humanos o tecnológicos

que den lugar a algún tipo de accidente. Sus consecuencias resultarían

catastróficas por el elevado coste de la reconstrucción en sí misma con la

consecuente reposición de los aerogeneradores, así como por los posibles

contenidos tóxicos que se pudieran verter en el mar en caso de que la colisión se

produjera con una embarcación que portara sustancias de estas características,

especialmente petróleo.

9.8 IMPACTO VISUAL

Otra de las ventajas de este proyecto es que la instalación del parque eólico

offshore no conlleva ninguna modificación del paisaje, al menos aparentemente.

Esto se debe a que los aerogeneradores pueden situarse a más de 8 km de la costa,

teniendo una visibilidad casi nula, o a más de 40 km de la costa, lo cual los hace

invisibles para los habitantes y turistas. Se ha trabajado en este aspecto

precisamente para que el efecto visual del parque eólico no causara rechazo en la

sociedad.

En algunos países en los que las turbinas ya llevan tiempo en funcionamiento,

como es el caso de Reino Unido, en el parque eólico offshore de Beatrice,

encontramos la instalación a 45 km de la costa y a 50 m de profundidad.

9.9 IMPACTO SOCIAL

No cabe duda que la instalación de un parque eólico offshore supone un gran

avance en materia energética para la zona en la que se lleve a cabo el proyecto. Al


- 131 -




tratarse de una energía renovable y limpia, la ciudad en la que se instale el parque

tomará una imagen de modernidad que la situará en el alabado núcleo de las más

respetuosas con el medio ambiente. De cara al resto del mundo, es muy positivo

mostrar los progresos tecnológicos en lo que a conservación del medio se refiere

por la preocupación que el tema genera a todos los niveles, tanto social como

político, además de ser una buena señal de la mejora de la economía por la

inversión que requiere la construcción del parque y los beneficios que puede

aportar. Por supuesto, cualquier alternativa a la prácticamente obsoleta energía

petrolífera debería ser bienvenida en una sociedad comprometida con el cuidado

del planeta.

Y centrando la atención en el impacto local del proyecto, por sus dimensiones,

varios sectores de la población se verían beneficiados por la cantidad de puestos

de trabajo que generará de distintas cualificaciones: desde mano de obra para la

construcción, hasta ingenieros especializados en el mantenimiento y buen

funcionamiento de los aerogeneradores.


- 132 -




Estudio Económico

- 133 -




Capítulo 10 ESTUDIO ECONÓMICO

10.1 CONCEPTOS E HIPÓTESIS

El estudio económico del proyecto es clave para proporcionar la información

necesaria sobre su viabilidad económica a los inversores. Las herramientas

utilizadas son:

VAN (Valor Actual Neto): valor actual de todos los flujos de caja futuros

esperados en un proyecto de inversión. Se calcula como la diferencia entre

el valor actual de los cobros y de los pagos.

TIR: es la tasa de interés que iguala el VAN a cero. A mayor TIR, más

rentable es el proyecto.

Para realizar el estudio económico se asumirán unas hipótesis. La vida útil del

parque eólico se fijará en los 20 años estimados actualmente.

10.2 PARÁMETROS DEL ESTUDIO ECONÓMICO

10.2.1 INVERSIÓN INICIAL

Calculada en el documento de Presupuesto:

Total Subestación Offshore 3161710

Estudio Económico

- 134 -




Total Sistema HVDC 55933317

Total Aerogeneradores 167217575

Total Protecciones 187800

Total Ingeniería del Detalle 880000

Total 231380402€

10.2.2 GASTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO

Se incluirán anualmente en el estudio como gastos en el balance de flujos de caja.

El Ministerio de Industria aconseja un cálculo de 0.02 €/kWh. En el caso del

presente proyecto estos gastos ascenderán a un total de 15.6 millones de euros.

10.2.3 FINANCIACIÓN

El presupuesto del parque estará financiado en un 80%. Teniendo en cuenta un

interés del 5%, se añade un gasto extra constituido por intereses igual a 9 millones

de euros.

Sumando esta cantidad al presupuesto inicial, la inversión total es de 241 millones

de euros.

Estudio Económico

- 135 -




10.2.4 AMORTIZACIONES

Las amortizaciones se realizan anualmente de manera uniforme y son el resultado

de dividir la inversión inicial entre la vida útil del parque.

Las amortizaciones serán, por tanto, igual a 12 millones de euros.

10.2.5 INGRESOS

El proyecto se ha realizado en el mismo año en el que se ha puesto fin a la subasta

eléctrica. Para calcular el precio al que se venderán los megavatios generados se

ha utilizado una herramienta de OMEL y, tras comprobar que los precios medios

anuales no han variado significativamente, se ha adoptado el precio medio del año

2013: 57.73€/MWh.

Se aplicará una tasa de inflación del 2% anual así como una tasa de interés del 3%

anual.

10.3 ESTUDIO A 20 AÑOS

Gracias al estudio financiero a 20 años se comprueba que el parque eólico es

rentable para los inversores. Después de 20 años, el valor actual obtenido de flujo

de caja es igual a 294 millones de euros, que se corresponde a un retorno de la

inversión del 22%.

Estudio Económico

- 136 -




Tabla 12: Estudio económico a 20 años

Año Generación Anual (MWh) €/MWh Actual Tasa de Inflación €/MWh con Inflación Ingresos Amortización Gastos Flujo de Caja Factor de Descuento VA Flujos de caja

1 779.934 50 1,020 51 39.776.634 12.031.780 15.598.680 12.146.174 0,970873786 11.792.402

2 779.934 50 1,040 52,02 40.572.167 12.031.780 15.598.680 12.941.707 0,942595909 12.198.800

3 779.934 50 1,061 53,0604 41.383.610 12.031.780 15.598.680 13.753.150 0,915141659 12.586.081

4 779.934 50 1,082 54,121608 42.211.282 12.031.780 15.598.680 14.580.822 0,888487048 12.954.872

5 779.934 50 1,104 55,20404016 43.055.508 12.031.780 15.598.680 15.425.048 0,862608784 13.305.782

6 779.934 50 1,126 56,30812096 43.916.618 12.031.780 15.598.680 16.286.158 0,837484257 13.639.401

7 779.934 50 1,149 57,43428338 44.794.950 12.031.780 15.598.680 17.164.490 0,813091511 13.956.301

8 779.934 50 1,172 58,58296905 45.690.849 12.031.780 15.598.680 18.060.389 0,789409234 14.257.038

9 779.934 50 1,195 59,75462843 46.604.666 12.031.780 15.598.680 18.974.206 0,766416732 14.542.149

10 779.934 50 1,219 60,949721 47.536.760 12.031.780 15.598.680 19.906.300 0,744093915 14.812.156

11 779.934 50 1,243 62,16871542 48.487.495 12.031.780 15.598.680 20.857.035 0,722421277 15.067.566

12 779.934 50 1,268 63,41208973 49.457.245 12.031.780 15.598.680 21.826.785 0,70137988 15.308.868

13 779.934 50 1,294 64,68033152 50.446.390 12.031.780 15.598.680 22.815.930 0,68095134 15.536.538

14 779.934 50 1,319 65,97393815 51.455.317 12.031.780 15.598.680 23.824.857 0,661117806 15.751.038

15 779.934 50 1,346 67,29341692 52.484.424 12.031.780 15.598.680 24.853.964 0,641861947 15.952.814

16 779.934 50 1,373 68,63928525 53.534.112 12.031.780 15.598.680 25.903.652 0,623166939 16.142.300

17 779.934 50 1,400 70,01207096 54.604.795 12.031.780 15.598.680 26.974.335 0,605016446 16.319.916

18 779.934 50 1,428 71,41231238 55.696.890 12.031.780 15.598.680 28.066.430 0,587394608 16.486.070

19 779.934 50 1,457 72,84055863 56.810.828 12.031.780 15.598.680 29.180.368 0,570286027 16.641.156

20 779.934 50 1,486 74,2973698 57.947.045 12.031.780 15.598.680 30.316.585 0,553675754 16.785.558

294.036.804

Estudio Económico

- 137 -




Bibliografía

- 138 -




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PLANOS

Bibliografía

- 142 -




Bibliografía

- 143 -




PLIEGO DE

CONDICIONES

Pliego de Condiciones Generales y Económicas

- 144 -




Capítulo 1 PLIEGO DE CONDICIONES

GENERALES Y ECONÓMICAS

1.1 OBJETO

El objeto del presente pliego de condiciones es delimitar los requisitos a que se

debe ajustar la ejecución del parque eólico de referencia, cuyas características

técnicas estarán especificadas en los restantes documentos que componen el

presente proyecto.

1.2 DISPOSICIONES GENERALES

El contratista estará obligado al cumplimiento de la reglamentación del trabajo

correspondiente, la contratación del seguro obligatorio, subsidio familiar o de

vejez, seguro de enfermedad y todas aquellas reglamentaciones de carácter social

vigentes en el momento de la ejecución de las obras. En particular deberá cumplir

lo dispuesto en la norma UNE 24042: "Contratación de obras, condiciones

generales", siempre que no lo modifique el presente pliego de condiciones.

1.3 SEGURIDAD EN EL TRABAJO

El contratista está obligado a cumplir todas las condiciones, normas y reglamentos

como fueran de pertinente aplicación para este caso.


- 145 -




Asimismo, deberá proveer cuanto fuese preciso para el mantenimiento de las

máquinas, herramientas, materiales y de trabajo en las debidas condiciones de

seguridad.

Mientras los operarios trabajen en circuitos eléctricos con equipos en tensión o en

su proximidad usarán ropa sin accesorios metálicos y evitarán el uso innecesario

de objetos de metal, las herramientas y equipos se llevarán en bolsas y se utilizará

calzado aislante o al menos, sin herrajes o clavos en las suelas.

El personal del contratista está obligado a utilizar todos los dispositivos y medios

de protección personal necesarios para eliminar o reducir los riesgos

profesionales, pudiendo el ingeniero suspender los trabajos si estima que el

personal está expuesto a peligros que son corregibles.

El ingeniero podrá exigir al contratista, ordenándolo por escrito, el cese en la obra

de cualquier empleado u obrero que, por imprudencia temeraria, fuera capaz de

producir accidentes que hicieran peligrar su propia integridad física o la de sus

compañeros.

El ingeniero podrá exigir al contratista en cualquier momento, antes o después del

comienzo de los trabajos, que presente los documentos acreditativos de haber

formalizado los regímenes de Seguridad Social en la forma legal.

1.4 PERSONAL

Tanto el Responsable de los Trabajos como el personal que el propietario

considere necesario u oportuno, tendrán en todo momento acceso a los trabajos. El

Contratista dará todo tipo de facilidades para la realización de este cometido.


- 146 -




1.5 SEGURIDAD PÚBLICA

El Contratista deberá tomar las precauciones máximas en todas las operaciones y

usos de equipos para proteger a personas y bienes materiales de los peligros

procedentes del trabajo, siendo de su cuenta las responsabilidades que por tales

accidentes se ocasionen.

El Contratista contratará una póliza de Seguros que proteja suficientemente a él y

a sus operarios frente a las responsabilidades por daños, responsabilidad civil, etc.

que en uno y otro pudieran incurrir para el Contratista o para terceros, como

consecuencia de la ejecución de los trabajos.

1.6 ORGANIZACIÓN DEL TRABAJO

El contratista ordenará los trabajos en la forma más eficaz para su perfecta

ejecución, y siguiendo las indicaciones del presente pliego de condiciones.

1.7 DATOS DE LA OBRA

Se entregará al contratista una copia de los planos y pliego de condiciones del

proyecto, así como cuantos datos necesite para la completa ejecución de la obra.

El contratista podrá tomar nota o sacar copia, a su costa, de todos los documentos

del proyecto, haciéndose responsable de la buena conservación de los documentos

originales, que serán devueltos al ingeniero después de su utilización.

Tras la finalización de los trabajos, y en el plazo máximo de dos meses, el

contratista deberá actualizar los diversos planos y documentos originales, de


- 147 -




acuerdo con las características de la obra terminada, entregando al ingeniero dos

expedientes completos relativos a los trabajos realmente ejecutados.

No se harán por parte del contratista alteraciones, correcciones, omisiones,

adiciones o variaciones sustanciales en los datos fijados en el proyecto, salvo

aprobación previa y por escrito del ingeniero.

1.8 REPLANTEO DE LA OBRA

El ingeniero, una vez que el contratista esté en posesión del proyecto y antes de

comenzar las obras, deberá realizar el replanteo de la misma, con especial

atención en los puntos singulares. Se levantará acta, por duplicado, firmada por el

ingeniero y el representante del contratista.

1.9 MEJORAS Y VARIACIONES SOBRE EL PROYECTO

No se considerarán mejoras y variaciones del proyecto más que aquellas que

hayan sido ordenadas expresamente por escrito por el ingeniero, y convenido

precio antes de su ejecución.

1.10 RECEPCIÓN DEL MATERIAL

El ingeniero, de acuerdo con el contratista, dará su aprobación a los materiales

suministrados y confirmará su validez para una instalación correcta.

La vigilancia y conservación de los materiales, será por cuenta del contratista.


- 148 -




1.11 ORGANIZACIÓN

El contratista actuará de patrono legal, aceptando todas las responsabilidades

correspondientes y quedando obligado al pago de los salarios y cargas que

legalmente estén establecidas y en general, a todo cuanto se legisle, decrete y

ordene sobre el particular, antes o durante la ejecución de las obras.

Dentro de lo estipulado en el pliego de condiciones, la organización de la obra y la

determinación de la procedencia de los materiales que se empleen, estará a cargo

del contratista, quien primero informará al ingeniero.

En las obras por administración, el contratista deberá dar cuenta diaria al

ingeniero de la admisión de personal, adquisición o alquiler de elementos

auxiliares, compra de materiales y cuantos gastos haya de efectuar.

Para los contratos de trabajo, compra de materiales o alquiler de elementos

auxiliares, cuyos salarios, precios o cuotas sobrepasen en más de un 5% los

normales del mercado, solicitará la aprobación previa del ingeniero, quien deberá

responder dentro de los ocho días siguientes a la petición, salvo caso de

reconocida urgencia, en los que se dará cuenta posteriormente.

1.12 EJECUCIÓN DE LAS OBRAS

Las obras se ejecutarán conforme al proyecto, a las condiciones contenidas en el

presente pliego de condiciones generales y de acuerdo con las especificaciones

señaladas en el pliego de condiciones técnicas.

El contratista, salvo aprobación por escrito del ingeniero, no podrá realizar

ninguna alteración o modificación de cualquier naturaleza en los datos fijados en

el proyecto.


- 149 -




El contratista no podrá utilizar en los trabajos personal que no sea de su exclusiva

cuenta y cargo salvo indicado en el apartado "Mejoras y variaciones del

proyecto". Igualmente será de su exclusiva cuenta y cargo personal ajeno a la

obra.

El contratista deberá tener al frente de los trabajos un técnico suficientemente

especializado, a juicio del ingeniero.

1.13 SUBCONTRATACIÓN DE OBRAS

Salvo que el contrato disponga lo contrario o que de su naturaleza y condiciones

se deduzca que la obra ha de ser ejecutada directamente por el adjudicatario,

podrá éste contratar con terceros la realización de determinadas unidades de obra,

de acuerdo con los siguientes requisitos:

1. Que se dé conocimiento por escrito al ingeniero del subcontrato a celebrar,

con indicación de las partes de obra a realizar y sus condiciones

económicas, a fin de que aquel lo autorice previamente.

2. Que las unidades de obra que el adjudicatario contrate con terceros, no

exceda del 50% del presupuesto total de la obra principal.

En cualquier caso, el contratante no quedará vinculado en absoluto, ni reconocerá

ninguna obligación contractual, entre él y el subcontratista, y cualquier

subcontratación de obra no eximirá al contratista de ninguna de sus obligaciones

respecto al contratante. La subcontratación deberá siempre supeditarse a la

autorización previa por parte de la parte contratante.


- 150 -




1.14 PLAZO DE EJECUCIÓN

Los plazos de ejecución, totales y parciales, indicados en el contrato, empezarán a

contar a partir de la fecha del replanteo de las obras. El contratista estará obligado

a cumplir los plazos señalados, que serán improrrogables.

No obstante lo anteriormente indicado, los plazos podrán ser objeto de

modificaciones, cuando los cambios determinados por el ingeniero y debidamente

aprobados por el contratante, influyan realmente en los plazos señalados en el

contrato.

Si por causas ajenas por completo al contratista, no fuera posible comenzar los

trabajos en la fecha prevista o tuvieran que ser suspendidos una vez empezados, se

concederá por el ingeniero la prórroga estrictamente necesaria.

1.15 RECEPCIÓN PROVISIONAL

Una vez terminadas las obras y dentro de los quince días siguientes a la petición

del contratista, se hará la recepción provisional de las mismas por el contratante,

requiriéndose para ello la presencia del ingeniero y del contratista, levantándose la

correspondiente acta, en la que se hará constar la conformidad con trabajos

realizados, si es procedente.

El acta será firmada por el ingeniero y por el representante del contratista,

dándose la obra por recibida si se ha ejecutado correctamente, de acuerdo con las

especificaciones contenidas en el pliego de condiciones técnicas y proyecto

correspondiente, comenzando en este momento a contar el plazo de garantía.


- 151 -




En el caso de no hallarse la obra en estado de ser recibida, se hará constar así en el

acta, y se darán al contratista las instrucciones precisas y detalladas para remediar

los defectos observados, fijándose un plazo determinado para ello.

Expirado dicho plazo, se hará un nuevo reconocimiento. Las obras de reparación

serán por cuenta del contratista. Si el contratista no cumpliese estas

prescripciones, podrá declararse rescindido el contrato, con pérdida de la fianza.

1.16 PERÍODO DE GARANTÍA

El periodo de garantía será el señalado en el contrato a contar desde la fecha de

aprobación del acta.

Hasta que tenga lugar la recepción definitiva, el contratista será responsable de la

conservación de la obra, siendo de su cuenta y cargo las reparaciones por defecto

de ejecución o mala calidad de los materiales.

Si la empresa constructora tuviese que reparar o sustituir algún elemento de la

instalación, se aplicará a éste un plazo de garantía nuevo de doce meses, contados

a partir de la sustitución o reparación.

La empresa contratante se reserva los derechos que autoriza la ley en cuanto a

desperfectos ocultos que se revelasen después expirado el periodo de garantía, en

caso de quedar demostrada la culpabilidad o negligencia de la empresa

constructora.

1.17 RECEPCIÓN DEFINITIVA

Una vez finalizado el plazo de garantía señalado en el contrato, o en su defecto, a

los doce meses de la recepción provisional, se procederá a la recepción definitiva


- 152 -




de las obras, con la concurrencia del ingeniero y del representante del contratista,

levantándose, si las obras son conformes, el acta correspondiente, por duplicado,

firmada por el ingeniero y el representante del contratista, y ratificada por el

contratante.

Pliego de Seguridad y Salud

- 153 -




Capítulo 2 PLIEGO DE SEGURIDAD Y

SALUD

2.1 OBLIGACIONES DE LAS PARTES IMPLICADAS

Según el Art. 4, Obligatoriedad del Estudio de Seguridad y Salud o del Estudio

Básico de Seguridad y Salud en las obras del Real Decreto 1627/1.997, de 24 de

octubre, en el que se establecen disposiciones mínimas de seguridad y de salud en

las obras de construcción, “el promotor estará obligado a que en la fase de

redacción del proyecto se elabore un Estudio de Seguridad y Salud en los

proyectos de obras en las que se den alguno de los supuestos que más abajo se

exponen:

Que la duración estimada sea superior a 30 días laborables, empleándose

en algún momento a más de 20 trabajadores simultáneamente.

Que el volumen de mano de obra estimada, entendiendo por tal la suma de

los días de trabajo del total de los trabajadores en la obra, sea superior a

500.”

El presente Estudio de Seguridad y Salud está redactado para dar cumplimiento al

Real Decreto 1627/1.997, de 24 de octubre.

De acuerdo con el Art. 7 del citado Real Decreto, el objeto del Estudio de

Seguridad y Salud es servir de base para que el contratista elabore el

correspondiente Plan de Seguridad y Salud en el Trabajo, en el que se analizarán,

estudiarán, desarrollarán y complementarán las previsiones contenidas en este

documento, en función de su propio sistema de ejecución de la obra.


- 154 -




2.2 CARACTERÍSTICAS DE LA OBRA

2.2.1 RIESGOS INHERENTES A LA OBRA

Por el desarrollo normal de los trabajos de cualquier proyecto de ejecución con

obras, tendremos los riesgos que a continuación se exponen:

Caídas en altura

Trabajos superpuestos

Manipulación manual de cargas

Orden y limpieza

Señalización

Protecciones colectivas

2.2.2 MÉTODO DE EVALUACIÓN DE RIESGOS

“La Evaluación de Riesgos Laborales es el proceso dirigido a estimar la magnitud

de aquellos riesgos que no hayan podido evitarse, obteniendo la información

necesaria para que el empresario esté en condiciones de tomar una decisión

apropiada sobre la necesidad de adoptar medidas preventivas y, en tal caso, sobre

el tipo de medidas que deben adoptarse.”

La evaluación de riesgos incluida en este estudio, se encuadra dentro del contexto

del Capítulo II, artículos del 3 al 7 del Real Decreto 39/1.997, de 17 de enero, por

el que se aprueba el Reglamento de los Servicios de Prevención, que desarrolla y

aplica lo expuesto en el Art. 16 Evaluación de Riesgos de la Ley 31/1.995, de 8 de

noviembre, Ley de Prevención de Riesgos Laborales.

El método mediante el cual se ha elaborado la evaluación de riesgos del presente

estudio de seguridad y salud, corresponde al método editado y aprobado por el


- 155 -




Instituto Nacional de Seguridad e Higiene en el Trabajo, y se compondrá de dos

fases:

1. Análisis del riesgo, mediante el cual, se identifica el peligro, y se estima el

riesgo, valorando conjuntamente la probabilidad y las consecuencias de

que se materialice el peligro.

2. Valoración del riesgo, con el valor del riesgo obtenido se emite un juicio

sobre la tolerabilidad del riesgo en cuestión.

2.2.3 ANÁLISIS DEL RIESGO

2.2.3.1 Identificación de Peligros

La identificación de peligros se va a realizar en función de:

Las unidades constructivas del proyecto de ejecución.

Los equipos técnicos y medios auxiliares necesarios para llevar a cabo la

ejecución de las obras

2.2.3.2 Estimación del Riesgo

Se debe estimar el riesgo para todos y cada uno de los peligros, determinando la

severidad del posible daño (consecuencias) y la probabilidad de que dicho daño

ocurra.

1. Severidad del daño. Para determinar la severidad del daño, hay que

considerar:

a. Partes del cuerpo que se verán afectadas

b. Naturaleza del daño, clasificándolo en:

i. Ligeramente Dañino (LD). Daños superficiales: cortes,

magulladuras pequeñas, irritación de los ojos por polvo,

dolor de cabeza, disconfort.


- 156 -




ii. Dañino (D). Laceraciones, quemaduras, conmociones,

torceduras importantes, fracturas menores, sordera,

dermatitis, asma.

iii. Extremadamente Dañino (ED). Amputaciones, fracturas

mayores, intoxicaciones, lesiones múltiples, lesiones

fatales, cáncer.

2. Probabilidad de que ocurra el daño. La probabilidad de que ocurra el daño

se puede graduar según el siguiente criterio:

a. Alta (A). El daño ocurrirá siempre o casi siempre.

b. Media (M). El daño ocurrirá en algunas ocasiones.

c. Baja (B). El daño ocurrirá raras veces.

A la hora de establecer la probabilidad de daño, se debe considerar si las medias

de control ya implantadas son adecuadas.

La evaluación de riesgos debe ser, en general, un proceso continuo, por lo que la

adecuación de las medidas de control debe estar sujeta a una revisión continua y

modificarse, si fuera necesario. De igual forma, si cambian las condiciones de

trabajo, y con ello varían los peligros y los riesgos, habrá que revisar la evaluación

de los riesgos.

Pliego de Condiciones Técnicas y Particulares

- 157 -




Capítulo 3 PLIEGO DE CONDICIONES

TÉCNICAS Y PARTICULARES

3.1 ESPECIFICACIÓN GENERAL DE INSTALACIONES DE

MEDIA Y ALTA TENSIÓN

3.1.1 CONDUCTORES

Se detallarán las características y condiciones de instalación de los conductores de

los siguientes circuitos del proyecto:

Interconexión de los aerogeneradores y sus respectivos centros de

transformación

Interconexión de los aerogeneradores entre sí y con la subestación

offshore.

Interconexión de la subestación offshore con la subestación onshore de

destino.

Señalización y control con el puesto de control.

Los conductores en todos los casos serán de cobre, de sección adecuada a la

intensidad a transportar cumpliendo con la normativa del MIE respecto a

secciones mínimas de los conductores de fase y de tierra.

Los conductores empleados en este proyecto son ABB XLPE Submarine Cable

Systems y cumplen con la siguiente normativa: IEC (International

Electrotechnical Commision)


- 158 -




En ella se encuentra todo tipo de normativa referente a las instalaciones eléctricas

(cableado, aparamenta de maniobra, etc.) a nivel internacional. Se ve

complementada en Europa por Cenelec (European Committee for Electrotechnical

Standardization).

La normativa que deben cumplir los conductores son las siguientes:

IEC 60228

IEC 60287

IEC 60502

IEC 62067

IEC 61443

IEC 60332

3.1.2 CENTROS DE TRANSFORMACIÓN DE LOS AEROGENERADORES

La potencia del transformador será 5MVA

En estos centros de transformación se recoge la energía generada a 690V por los

aerogeneradores, se eleva a los 30kV de interconexión con la subestación y se

ubican los elementos de maniobra y control necesarios.


Se utilizará un transformador ABB 30/0,69 kV y 5MVA de potencia en cada

centro de transformador. Será de tipo seco para reducir al mínimo el

mantenimiento del mismo.

El transformador debe estar equipado con una placa de identificación, donde se

indique el nombre, los valores nominales y el peso. Esta placa cumplirá con las

normas UNE que corresponda.


- 159 -




Además el transformador tiene que cumplir con su normativa propia sobre

ensayos y características de diseño, recogidas en las normas ANSI C57.12.90-193

y C57.12.00-1973. Son las siguientes:

Ensayo tensión aplicada CEI.

Ensayo tensión reducida CEI.

Ensayo onda de choque CEI.

Ensayo grupo de conexión, relación de transformación y polaridad.

Determinación de la tensión de cortocircuito.

Determinación de las pérdidas en cortocircuito.

Determinación de las pérdidas en vacío.

Medida de la resistencia de los arrollamientos.

Ensayo de puesta a tierra.

Test dieléctrico.

Nivel de ruido.

Comprobación de los sistemas de protección y calentamiento.

3.1.2.2 Celdas de Media Tensión

Se utilizan celdas modulares de la marca Schneider Electric y contendrán toda la

aparamenta de maniobra y seguridad del centro de transformación.

Las celdas deben cumplir también con la normativa UNE, en concreto:

UNE-EN 60056 CEI 60056

UNE-EN 60129 CEI 60129

UNE-EN 60255 CEI 60255

UNE-EN 60265 CEI 60265

UNE-EN 60298 CEI 60298

UNEEN 60420 CEI 60420

UNE-EN 60694 CEI 60694


- 160 -




UNE-EN 60265 CEI 60265

UNE-EN 61000-4 CEI 61000-4

3.1.3 SUBESTACIÓN OFFSHORE 30/345 KV


Los transformadores serán Siemens de 140 MVA y 30/345 kV.

Los ensayos que debe cumplir son los mismos que para el caso de los

transformadores de los centros de transformación ya mencionados anteriormente,

y la normativa será la recogida en las normas UNE y el IEC, fundamentalmente

las siguientes:

IEC 76

CEI 60 815

UNE-EN 60076-1

UNE 20 101-3

UNE-EN 60076-2

UNE 20 105-1

UNE 20 110


Está formado por celdas GIS, aisladas en SF6 que deben cumplir la siguiente

normativa:

CEI 60 517: Equipo encapsulado de aislamiento gaseoso de tensión

asignada igual o superior a 72.5 kV

CEI 60 859: Conexión de cables para aparamenta encapsulada para

tensión igual o superior a 72.5 kV.


- 161 -




CEI 60 480: Guía para la verificación del gas SF6 tomado en el

equipamiento eléctrico.

CEI 60 694: Cláusulas comunes o equipos de conexión de Alta

Tensión y normas de aparamenta de control.

CEI 60 056: Interruptor Automático de AT para intensidad alterna.

CEI 60 129: Seccionador y seccionador de tierra de intensidad alterna.

CEI 60 185: Transformador de intensidad.

CEI 60 186: Transformador de tensión.

CEI 60 376: Especificación y aceptación de gas SF6 nuevo.

CEI 60 815: Guía para la selección de los aisladores con respecto a las

condiciones de contaminación.

CEI 60 270: Medida de las descargas parciales.


También está formado por aparamenta encapsulada en celdas con aislamiento de

SF6.

Tienen que cumplir con la normativa UNE, IEC, y las recomendaciones UNESA.

El conjunto deberá resistir los esfuerzos originados por las vibraciones de

operación y por posibles efectos electrodinámicos y se realizarán con chapa de

aluminio plegada y las celdas que formen una sección de maniobra y protección

deberán estar separadas eléctrica y mecánicamente para así asegurar su

independencia y evitar la propagación de defectos entre celdas contiguas.

La observación del estado de conexión del aparellaje deberá poderse hacer de

forma directa, a través de una mirilla protegida contra el impacto.

También constará de los enclavamientos mecánicos necesarios para impedir

maniobras prohibidas.


- 162 -




Cumplirán con los siguientes ensayos de funcionamiento:

Operación mecánica sin tensión en el circuito principal.

Operación mecánica de los elementos móviles y enclavamientos.

Pruebas de dispositivos auxiliares, hidráulicos, neumáticos y eléctricos.

Ensayo a frecuencia industrial del circuito principal, UNE 20099.

Ensayo dieléctrico de circuitos auxiliares y de control.

Ensayo a onda de choque.

Verificación del grado de protección.

3.1.3.4 Equipos auxiliares

Cumplirán lo estipulado por el Reglamento Electrotécnico para Baja Tensión.


- 163 -




PRESUPUESTO

Presupuestos Parciales

- 164 -




Capítulo 1 PRESUPUESTOS

PARCIALES

A continuación se desglosa el presupuesto necesario tanto para la construcción

como para la puesta en marcha del parque eólico.

1.1 SUBESTACIÓN OFFSHORE

Descripción Cantidad Unidades Coste Unitario Coste Total

Embarrado 3 Ud 5800 17400

Celda Transformador 2 Ud 45000 90000

Transformador de Potencia Siemens 30/345 kV 2 Ud 400000 800000

Celda Interruptor Automático 2 Ud 35000 70000

Interruptor automático ABB 36 kV 1 Ud 25000 25000

Interruptor automático ABB 363 kV 2 Ud 29000 58000

Celda de línea 3 Ud 31000 93000

Transformador de servicios auxiliares 1 Ud 26000 26000

Celda de transformador de servicios auxiliares 1 Ud 45000 45000

Cuadro CA 1 Ud 13500 13500

Cuadro DC 1 Ud 5000 5000

Grupo electrógeno 1 Ud 20000 20000

Centralita telefónica 1 Ud 6200 6200

Armario de medida 1 Ud 6000 6000

Alumbrado 20 Ud 200 4000

Plataforma flotante 1 Ud 1800000 1800000

Edificio 1 Ud 66500 66500

Pisos terminados 3 Ud 4000 12000

Autoválvulas 4 Ud 890 3560

Extintor de incendios 2 Ud 65 130

Guantes 1 Ud 10 10

Banqueta 1 Ud 180 180

Botiquín primeros auxilios 1 Ud 50 50

Placas 3 Ud 60 180



- 165 -




1.2 SISTEMA HVDC

1.3 AEROGENERADORES

1.4 PROTECCIONES


Estación conversora onshore 200 MW 120000 24000000

Estación conversora offhore 200 MW 120000 24000000

Transformador de Potencia Siemens 345/132 kV 2 Ud 400000 800000

Línea HVDC 22,1 km 303770 6713317

Tendido de la línea HVDC 22,1 km 200000 4420000


Descripción Cantidad Unidades Coste UnitarioCoste Total

Aerogenerador Siemens 3.6 MW 55 Ud 2400000 132000000

Cimentación aerogenerador 55 Ud 560000 30800000

Cable ABB submarino unipolar 24 km 33750 810000

Celda de Línea Schneider Electric 49 Ud 30000 1470000

Celda de Protección Schneider Electric 55 Ud 30000 1650000

Transformador ABB 690/30kV 55 Ud 8500 467500

Extintor de incendios 55 Ud 65 3575

Guantes aislantes 55 Ud 10 550

Banqueta aisleta 55 Ud 180 9900

Placas informativas 55 Ud 60 3300

Botiquín de primeros auxilios 55 Ud 50 2750


Descripción Cantidad Unidades Coste UnitarioCoste Total

Relé diferencial de trafo Siemens 8 Ud 3600 28800

Protección sobreintensidad Siemens 65 Ud 2200 143000

Sincronismo de interruptor Siemens 4 Ud 4000 16000



- 166 -




1.5 INGENIERÍA DEL DETALLE


Mediciones y estudio ambiental 1 Ud 500000 500000

Inspección del proceso y desarrollo en la costa 1 Ud 175000 175000

Licencia de programa WAsP 1 Ud 5000 5000

Ingeniería y diseño 1 Ud 200000 200000

Total 880000

Resumen de Presupuesto

- 167 -




Capítulo 2 RESUMEN DE

PRESUPUESTO





Total Ingeniería del Detalle 880000

Total 231380402

El presente presupuesto asciende a un total de doscientos treinta y un mil trescientos

ochenta mil cuatrocientos dos euros.

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diseÑo de la conexiÓn en hvdc a la red espaÑola de un ... · escuela tÉcnica superior de...

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