Analisis Comparativo Parque Eolico A La Red.pdf

AUTORIZACIÓN PARA LA DIGITALIZACIÓN, DEPÓSITO Y DIVULGACIÓN EN RED DE PROYECTOS FIN DE GRADO, FIN DE MÁSTER, TESINAS O MEMORIAS DE BACHILLERATO 1º. Declaración de la autoría y acreditación de la misma. El autor D.__Javier Ayuela Lacaba_________________________________________ DECLARA ser el titular de los derechos de propiedad intelectual de la obra: __ Análisis

comparativo de conexión de parques eólicos offshore a la red________, que ésta es una obra original, y que ostenta la condición de autor en el sentido que otorga la Ley de Propiedad Intelectual. 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, 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 y 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 y acceso Sin perjuicio de la titularidad de la obra, que sigue correspondiendo a su autor, la cesión de derechos contemplada en esta licencia habilita para: a) Transformarla con el fin de adaptarla a cualquier tecnología que permita incorporarla a internet y hacerla accesible; incorporar metadatos para realizar el registro de la obra e incorporar “marcas de agua” o cualquier otro sistema de seguridad o de protección. 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, por defecto, a través de un archivo institucional abierto, accesible de modo libre y gratuito a través de internet. d) Cualquier otra forma de acceso (restringido, embargado, cerrado) deberá solicitarse expresamente y obedecer a causas justificadas. e) Asignar por defecto a estos trabajos una licencia Creative Commons. f) Asignar por defecto a estos trabajos un HANDLE (URL persistente). 4º. Derechos del autor. El autor, en tanto que titular de una obra tiene derecho a: a) Que la Universidad identifique claramente su nombre como autor de la misma 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. 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. c) Asumir toda reclamación o responsabilidad, incluyendo las indemnizaciones por daños, que

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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: 

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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 exclusive 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. La Universidad se reserva la facultad de retirar la obra, previa notificación al autor, en supuestos suficientemente justificados, o en caso de reclamaciones de terceros.

Madrid, a 5.. de …Junio…... de …2017.

ACEPTA Fdo. Javier Ayuela Lacaba

Motivos para solicitar el acceso restringido, cerrado o embargado del trabajo en el Repositorio Institucional:

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RESUMEN Los objetivos europeos del 20 20, así como la apuesta de muchos países por reducir las energías contaminantes y favorecer el desarrollo de las energías renovables ha provocado un aumento de la instalación de energía eólica. Sin embargo, con el paso de los años los sitios con mayores factores de viento ya han sido ocupados, por lo que las compañías eléctricas se han visto en la necesidad de buscar nuevos lugares donde instalar los aerogeneradores y es aquí cuando surge la idea de los parques eólicos offshore o marinos, los cuales se instalan en el mar apoyados en el lecho marino. Las ventajas de instalar los parques eólicos offshore frente a los tradicionales en tierra son las mayores superficies disponibles, lo que permite levantar parques superiores al gigavatio de potencia; la menor turbulencia del viento, lo que aumenta la vida de las máquinas y el mayor recurso del viento, lo que permite tasas de producción más elevadas. Sin embargo, la construcción de los parques offshore también implica de la construcción de un sistema de transmisión eléctrica para llevar esa energía hasta tierra. Los primeros parques marinos que se realizaron fueron de pocos megavatios y construidos cerca de la costa por lo que la tecnología más adecuada para su integración a la red fue la alterna o HVAC. No obstante, el avance de la ciencia ha permitido llevar los parques cada vez más lejos de la costa lo que ha generado problemas en la transmisión al tratarse de una línea en alterna subterránea. Esta línea, debido a sus características constructivas, presenta un alto valor capacitivo lo que genera problemas con la potencia reactiva y por tanto problemas con las tensiones. Para tratar de solventar estos problemas se han desarrollado los FACTS y la transmisión en corriente continua o HVDC. La principal ventaja de la transmisión en corriente continua (HVDC) frente a la alterna (HVAC) es que no reacciona ante los efectos capacitivos e inductivos de la línea y por tanto no tiene potencia reactiva. Esta característica hace que la transmisión en continua sea la tecnología perfecta para la transmisión de potencia en líneas subterráneas a larga distancia. En contra partida, esta tecnología es mucho más costosa que la alterna en distancias cortas y, además, la experiencia es mucho más limitada debido a que solo se ha realizado un número muy limitado de integraciones de parques eólicos offshore usando la corriente continua. Iberdrola, como empresa líder del sector, en una apuesta clara hacia las energías renovables está invirtiendo en parques eólicos offshore como Wikinger o East Anglia One y en sus planes a futuro contempla seguir invirtiendo en este tipo de energía. Es por ello, que han decidido llevar a cabo este estudio en el que se identifican las diferentes tecnologías de transmisión de energía para la conexión de los parques eólicos. En este estudio se analiza en un primer lugar el funcionamiento y los tipos de aerogeneradores para conocer su implicación sobre los parques eólicos offshore y en el sistema de transmisión de los mismos. Además, se lleva a cabo un detallado estudio de la transmisión en corriente alterna y del comportamiento de la línea con una especial atención a los límites de la misma. Posteriormente se ha realizado un análisis de la transmisión en corriente continua explicando sus elementos y que diferencias se pueden encontrar. Todo ello concluye en la creación de una herramienta de análisis de ambas tecnologías. Esta herramienta es la parte principal del estudio y representa una ventaja competitiva para Iberdrola a la hora de hacer un estudio sobre los futuros parques eólicos. En ella, a través de la

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introducción de los datos básicos del parque eólico es capaz de generar un informe en el que, entre otras cosas, se hace un estudio de la transmisión en corriente alterna incluyendo gráficas sobre el perfil de tensión, intensidad y potencia activa y reactiva de la línea que conecta el parque a la red. Además, se hace un estudio de transmisión en corriente continua en el que se analiza elemento a elemento sus características. Se incluye también un análisis económico para cada tecnología. Para el análisis económico se han estudiado los costes de diferentes proyectos con el objetivo de encontrar cuales son las características determinantes que van a establecer los costes de la conexión. Con estas características se han construido ecuaciones que estiman los costes de conexión en función de los datos introducidos y que están contenidas dentro del programa de análisis. Los últimos puntos del informe generado por la herramienta se centran en la comparación de las dos tecnologías en cuanto a inversión y pérdidas. Por último, las ecuaciones que se han obtenido para la herramienta han sido utilizadas para hacer un estudio en profundidad entre los costes de los fabricantes, un estudio de pérdidas en función de la distancia y la comparación económica entre ambas tecnologías en función de la distancia y de la potencia.

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ABSTRACT European target of 20 20 and the commitment of many countries in reducing the polluting energies and foster the develop of renewable energies has caused an increase in the installation of wind energy. Nevertheless, over the years, spots with the highest wind factors have been occupied, thus, utilities have seen in need of looking for new spots in which they can install the wind turbines. From this idea offshore wind farms were born, which are installed in the ocean over the seabed. Advantages of the offshore windfarms in comparison with the onshore windfarms are the larger areas available, which allows the construction of windfarms greater than one gigawatt of power; the smaller turbulence of wind, which allows increase the operational life on the generators and the greater winds which allows higher generation rates. However, the construction of the offshore wind farms also implies the construction of an electrical transmission system for moving the generated power to mainland. Firsts offshore windfarms which were built have only a few megawatts and they were installed close to the shore, so, the best technology for the integration to grid was AC. Nevertheless, advancement of science has made it possible to build the windfarms increasingly far from shore, which has caused problems in the transmission system because of subsea lines working with AC current. These electrical lines, due to its constructive characteristics, have a high capacitive value which causes problems with the reactive power and voltages. In order to solve these problems, new technologies have been developed such as FACTS an DC transmission. On the one hand, main advantage of the DC transmission versus the AC transmission it is that it does not react with the inductive and capacitive effects of the line, thus, it does not present reactive power. This fact makes DC transmission the perfect technology for long underground lines. On the other hand, this technology is costly compare with AC for short distances and, moreover, the experience is limited because there are only a bunch of offshore wind farms connection using DC in the world. Iberdrola, as a leader in its sector, in a clear commitment with the renewable energies it is investing in offshore windfarms as Wikinger or East Anglia One. Moreover, its plans for future go through keeping investing in this kind of generation. Thus, the company has decided to develop this research where it is identified different technologies for the transmission of energy for the integration of offshore windfarms in to the grid. First, this research analyses the operation and the different types of wind generators in order to know the implication in the offshore windfarms and the transmission system. Furthermore, a detailed analysis of the AC transmission is carried out, including the behavior of the line with especial attention to the limits of the line. Later, another analysis of the DC transmission line is carried out studying its elements and the differences with the AC transmission system. All this concludes in the creation of a tool for the analysis of both technologies. This tool is the main part of the study and it represents a competitive advantage for Iberdrola in the point of analyzing the connection of future windfarms. The tool, through the data of the windfarm introduced by the user, is able to generate a report which, among other things, build an analysis of the AC connection which includes figures about the voltage, current, active and reactive power profile of the line which connects the farm. Also, a study is made about the DC

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transmission system where it is analyzed each part. An economic analysis is included for each technology. For the economic analysis it has been studied the costs of different projects with the aim of finding the characteristics which define the costs of the interconnection. Using these characteristics, it has been built equations which estimate the costs of the connection depending on the data introduced. The equations are contained in the analysis tool. Lasts points of the report generated by the tool are for the comparison of the technologies in terms of inversion and electrical losses. Finally, the equations obtained for the tool have been also used for a deeper analysis between different manufacturers of HVDC links, an analysis of the electrical losses with the distance and the economical comparison between DC and AC in function of the distance and the nominal power of the interconnection.

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Contenido RESUMEN ...................................................................................................................................... 1 ABSTRACT ..................................................................................................................................... 3 Lista de Figuras .............................................................................................................................. 8 Lista de Tablas ............................................................................................................................. 12 Lista de Ecuaciones ..................................................................................................................... 13 Capítulo 1- Introducción.............................................................................................................. 14 1.1. Energía Eólica ................................................................................................................... 14 1.2. Parques eólicos Onshore/Offshore (Anaya-Lara, et al., 2009)......................................... 15 1.3. Conexión de un parque eólico a la red............................................................................. 16 1.4. Problemas generados por las líneas en AC submarinas ................................................... 17 1.5. Motivación ....................................................................................................................... 18 1.6. Objetivos del proyecto ..................................................................................................... 18 1.7. Metodología del trabajo................................................................................................... 19 Capítulo 2 – Aerogeneradores (Anaya-Lara, et al., 2009) ........................................................... 20 2.1. Funcionamiento de un Aerogenerador ............................................................................ 20 2.2. Tipos de Aerogeneradores ............................................................................................... 21 2.2.1. Aerogeneradores de velocidad fija ........................................................................... 22 2.2.2. Aerogeneradores de velocidad variable ................................................................... 22 2.2.2.1. Aerogenerador doblemente alimentado ........................................................... 22 2.2.2.2. Aerogenerador full converter ............................................................................ 23 2.2.2.2.1. Aerogenerador de alta velocidad vs baja velocidad .................................. 25 2.2.2.2.2. Generador síncrono con imanes permanentes vs devanado eléctrico....... 26 2.2.2.3. Aerogenerador doblemente alimentado vs full converter ................................ 27 2.3. Principales fabricantes de Aerogeneradores ................................................................... 27 2.3.1. Gamesa (Gamesa, s.f.) ............................................................................................... 27 2.3.2. Vestas (Vestas, s.f.).................................................................................................... 27 2.3.3. Siemens (Siemens, s.f.) .............................................................................................. 28 2.4. Conexión entre los aerogeneradores en un parque eólico .............................................. 28 2.5. Consideraciones de los aerogeneradores offshore.......................................................... 29 Capítulo 3 – Integración de los parques eólicos en la red (Anaya-Lara, et al., 2009) ................. 32 3.1. Compensación de potencia reactiva (Q) y control de tensión. ........................................ 32 3.2. Hueco de tensión (Rouco, 2016) ...................................................................................... 33 3.2.1. Análisis de la estabilidad de un generador de jaula de ardilla utilizando FACTS ...... 34 3.3. Control de frecuencia ....................................................................................................... 40 Capítulo 4 – Transmisión en HVAC (High Voltage Alternating Current) ..................................... 42

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4.1. Análisis de la transmisión AC convencional para cables submarinos .............................. 43 4.1.1. Modelo de línea larga (Kundur, 1993) ...................................................................... 43 4.1.2. Aplicación del modelo de línea larga a un caso práctico .......................................... 45 4.1.3. Capacidad de transporte de un cable HVAC submarino con respecto a la distancia 48 4.2. Posibles soluciones de los problemas surgidos por la transmisión en AC ....................... 51 4.2.1. FACTS (Rouco, 2016) ................................................................................................. 51 4.2.1.1. FACTS en paralelo............................................................................................... 51 4.2.1.1.1. Static Var Compensator (SVC) ..................................................................... 51 4.2.1.1.2. Static Synchronous Compensator (STATCOM) ............................................ 54 4.2.1.2. FACTS en serie .................................................................................................... 55 4.2.1.2.1. Thyristor Controlled Series Capacitor (TCSC) .............................................. 55 4.2.1.2.2. Static Synchronous Series Compensator (SSSC) .......................................... 57 4.2.1.3 FACTS mixto......................................................................................................... 58 4.2.1.3.1 Unified Power Flow Controller (UPFC) ......................................................... 58 4.2.2. Instalación de una subestación AC intermedia (Energy, s.f.) .................................... 59 4.2.3. Transmisión a baja frecuencia................................................................................... 59 Capítulo 5 – Transmisión en HVDC (High Voltage Direct Current) (Rouco, 2016) ...................... 60 5.1. HVDC-LCC (High Voltage Direct Current-Line Commutated Converter) (Rouco, 2016)... 62 5.1.1. Control del sistema HVDC-LCC .................................................................................. 64 5.2. HVDC-VSC (High Voltage Direct Current-Voltage Source Converter) (Rouco, 2016) ....... 65 5.2.1. Control del sistema HVDC-VSC .................................................................................. 68 5.2.2. Encuesta del sector (Promotion, 2017) ..................................................................... 68 5.3. Comparativa entre el sistema HVDC-LCC y HVDC-VSC..................................................... 72 Capítulo 6 – Integración de un parque eólico offshore utilizando HVDC ................................... 74 6.1. Elementos de la conexión HVDC ...................................................................................... 74 6.1.1. Estación Conversora Onshore ................................................................................... 74 6.1.2. Cable Onshore ........................................................................................................... 76 6.1.3. Cable Offshore........................................................................................................... 77 6.1.4. Estación conversora offshore .................................................................................... 78 6.1.5. Subestación AC colectora .......................................................................................... 79 6.2. Otros elementos de la conexión HVDC ............................................................................ 79 6.3. Sistemas de HVDC-VSC disponibles en el mercado.......................................................... 80 6.3.1. ABB-HVDC Light (Systems, 2013) (Tennet, s.f.) ......................................................... 80 6.3.2. Siemens-HVDC Plus (Siemens, s.f.)............................................................................ 82 6.3.3. General Electric y Alstom-VSC MaxSine (Electric, s.f.) (Alstom, s.f.) ......................... 83 Capítulo 7 – Herramientas de Análisis Tecno-Económico de Conexión...................................... 86

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7.1. Introducción de datos ...................................................................................................... 86 7.1.1. Elección automática del cable ................................................................................... 88 7.2. Integración del parque eólico utilizando HVAC ............................................................... 90 7.2.1. Datos del cable .......................................................................................................... 90 7.2.2. Análisis técnico .......................................................................................................... 90 7.2.3. Análisis económico .................................................................................................... 90 7.3. Integración del parque eólico utilizando HVDC ............................................................... 93 7.3.1. Estación Conversora Onshore ................................................................................... 93 7.3.2. Cable Onshore ........................................................................................................... 96 7.3.3. Cable Offshore........................................................................................................... 98 7.3.4. Estación Conversora Offshore ................................................................................... 99 7.3.5. Subestación AC colectora ........................................................................................ 101 7.4. Análisis del Capex ........................................................................................................... 102 7.5. Comparativa del cálculo de pérdidas ............................................................................. 103 7.6. Coste en función de la distancia..................................................................................... 105 Capítulo 8 – Resultados ............................................................................................................. 106 8.1. Estudio de mercado ....................................................................................................... 106 8.2. Comprobación de la herramienta .................................................................................. 111 8.3. Comparativa de costes entre los fabricantes ................................................................. 113 8.3.1. Precio por fabricante frente a la tensión. ............................................................... 113 8.3.2. Compromiso entre tensión e intensidad en función de la potencia. ...................... 114 8.4. Análisis de las pérdidas en HVAC y HVDC con respecto de la distancia......................... 117 8.5. Comparación económica entre HVAC y HVDC en función de la potencia y de la distancia. ............................................................................................................................................... 122 Capítulo 9 – Conclusiones ......................................................................................................... 126 ANEXOS ..................................................................................................................................... 128 Anexo 1. Esquema unifilar..................................................................................................... 129 Anexo 2. Ejemplo de informe ................................................................................................ 130 Anexo 3. Datos de parques conectados en HVAC (Ofgem, s.f.) ............................................ 142 Anexo 4. Datos de estaciones conversoras onshore............................................................. 145 Anexo 5. Datos cable onshore............................................................................................... 146 Anexo 6. Datos cable offshore .............................................................................................. 147 Anexo 7. Estudio de mercado ............................................................................................... 148 Referencias ................................................................................................................................ 151

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Lista de Figuras Figura 1. Potencia eólica instalada a nivel mundial. Fuente: Asociación empresarial eólica. .... 14 Figura 2. Esquema de conexión de un parque eólico a la red. Fuente: cubasolar.cu ................. 16 Figura 3. Esquema de conexión de un parque eólico offshore a la red.Fuente: ABB. ................ 16 Figura 4. Variación de la potencia máxima transmitida en líneas subterráneas en AC y DC frente a la distancia. Fuente: Transporte de energía eléctrica en corriente continua: HVDC (Universidad Politécnica de Cataluña) ........................................................................................ 17 Figura 5. Mikel de-Prada et al. A al sis of DC Colle tor Grid for OWPP th Wi d I tegratio Workshop, London, October 2013 .............................................................................................. 18 Figura 6. Curva de Potencia en un aerogenerador de 2MW. Fuente: thewindpower.net ......... 20 Figura 7. Aerogenerador orientado a barlovento. Fuente: opex-energy.com............................ 21 Figura 8. Representación esquemática de un aerogenerador de velocidad fija. Fuente: (AnayaLara, et al., 2009) ......................................................................................................................... 22 Figura 9. Esquema de un generador doblemente alimentado. Fuente: editores-srl.com.ar ..... 23 Figura 10. Esquema eléctrico de un aerogenerador full converter. ........................................... 24 Figura 11. Comparativa de tamaño de un aerogenerador convencional vs un generador montado en el eje de la turbina. Fuente: monografias.com ...................................................... 25 Figura 12. Esquema de conexión de los aerogeneradores en un parque eólico. Fuente: Deliverable 3.2.Promotion project. ............................................................................................. 28 Figura 13. Representación de una cimentación con un aerogenerador en la copa. Fuente: Diseño de Navantia. .................................................................................................................... 29 Figura 14. Foto de cimentaciones realizadas por Navantia. Fuente: Navantia........................... 30 Figura 15. Diagrama PQ de un aerogenerador ........................................................................... 32 Figura 16. Esquema básico del control de tensión de un parque eólico. Fuente: Elaboración propia .......................................................................................................................................... 33 Figura 17. Representación del hueco de tensión máximo exigible por REE. Fuente: (Rouco, 2016) ........................................................................................................................................... 34 Figura 18 Esquema utilizado para la simulación.Fuente: (Rouco, 2016) .................................... 34 Figura 19. Simulación del deslizamiento de un generador de jaula de ardilla tras un hueco de tensión de 0,5 segundos ............................................................................................................. 35 Figura 20. Simulación de las tensiones de un generador de jaula de ardilla tras un hueco de tensión de 0,5 segundos ............................................................................................................. 35 Figura 21. Simulación del par electromagnético de un generador de jaula de ardilla tras un hueco de tensión de 0,5 segundos.............................................................................................. 35 Figura 22. Simulación del deslizamiento de un generador de jaula de ardilla tras un hueco de tensión de 0,27 segundos ........................................................................................................... 36 Figura 23. Simulación de las tensiones de un generador de jaula de ardilla tras un hueco de tensión de 0,27 segundos ........................................................................................................... 36 Figura 24. Simulación del par electromagnético de un generador de jaula de ardilla tras un hueco de tensión de 0,5 segundos.............................................................................................. 36 Figura 25. Simulación de la potencia reactiva generada por el SVC tras un hueco de tensión de 0,5 segundos ............................................................................................................................... 37 Figura 26. Simulación del deslizamiento de un generador de jaula de ardilla con un SVC tras un hueco de tensión de 0,5 segundos.............................................................................................. 37 Figura 27. Simulación de las tensiones de un generador de jaula de ardilla tras un hueco de tensión de 0,5 segundos ............................................................................................................. 37

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Figura 28. Simulación del par electromagnético de un generador de jaula de ardilla tras un hueco de tensión de 0,5 segundos.............................................................................................. 37 Figura 29. Simulación de las tensiones de un generador de jaula de ardilla tras un hueco de tensión de 0,5 segundos con SVC de 0,5 pu................................................................................ 38 Figura 30. Simulación del deslizamiento de un generador de jaula de ardilla con un SVC tras un hueco de tensión de 0,5 segundos con SVC de 0,5 pu ................................................................ 38 Figura 31. Simulación de las tensiones de un generador de jaula de ardilla tras un hueco de tensión de 0,5 segundos con SVC de 0,5 pu................................................................................ 38 Figura 32. Simulación del par electromagnético de un generador de jaula de ardilla tras un hueco de tensión de 0,5 segundos con SVC de 0,5 pu ................................................................ 38 Figura 33. Simulación de las tensiones de un generador de jaula de ardilla tras un hueco de tensión de 0,5 segundos ............................................................................................................. 39 Figura 34. Simulación del deslizamiento de un generador de jaula de ardilla con un SVC tras un hueco de tensión de 0,5 segundos.............................................................................................. 39 Figura 35. Simulación de las tensiones de un generador de jaula de ardilla tras un hueco de tensión de 0,5 segundos ............................................................................................................. 39 Figura 36. Simulación del par electromagnético de un generador de jaula de ardilla tras un hueco de tensión de 0,5 segundos.............................................................................................. 39 Figura 37. Sistema de transporte peninsular e insulares. Fuente: REE ....................................... 42 Figura 38. Representación esquemática del sistema. Fuente: Elaboración propia. ................... 44 Figura 39. Perfil de tensiones a lo largo del cable. Fuente: Elaboración propia. ........................ 45 Figura 40. Perfil de intensidades a lo largo del cable. Fuente: Elaboración propia. ................... 46 Figura 41. Perfil de tensiones a lo largo del cable. Fuente: Elaboración propia. ........................ 47 Figura 42. Perfil de intensidades a lo largo del cable. Fuente: Elaboración propia. ................... 47 Figura 43. Máxima potencia transmitida con respecto de la distancia para cable 220kV de sección 2500mm2. Fuente: Elaboración propia. ......................................................................... 48 Figura 44. Perfil de potencia reactiva. Fuente: Elaboración propia. ........................................... 49 Figura 45. Máxima potencia transmitida con respecto de la distancia para cable 330kV de sección 1200mm2 ........................................................................................................................ 49 Figura 46. Comparación de la potencia transmitida para cable 330kV de sección 1200mm2 y cable 220kV de sección 2500mm2............................................................................................... 50 Figura 47. (1) FACTS en serie. (2) FACTS en paralelo. (3) FACTS mixto ....................................... 51 Figura 48. Esquema del SVC ........................................................................................................ 52 Figura 49. Característica del SVC ................................................................................................. 52 Figura 50. Representación de un SVC real Fuente: (Rouco, 2016).............................................. 53 Figura 51. Representación de un STATCOM. Fuente: (Rouco, 2016) .......................................... 54 Figura 52. Representación de un STATCOM de General Electric ................................................ 55 Figura 53. Esquema de un sistema TCSC. Fuente: (Rouco, 2016) ............................................... 55 Figura 54. Característica del TCSC. La zona de resonancia se ha señalado en azul .................... 57 Figura 55. Esquema de colocación de un SSSC. Fuente: (Rouco, 2016) ...................................... 57 Figura 56. Diagrama de fasores de un sistema con SSSC. Fuente: (Rouco, 2016) ...................... 58 Figura 57. Representación esquemática de un UPFC. Fuente: (Rouco, 2016) ............................ 58 Figura 58. Comparación de una línea DC y AC para 3000MW. Fuente: (Rouco, 2016) .............. 60 Figura 59. Representación esquemática del conversor LCC. Fuente: (Rouco, 2016).................. 62 Figura 60. Ejemplo de representación de tensiones en un conversor LCC. Fuente: (Rouco, 2016) ..................................................................................................................................................... 63 Figura 61. Representación y ecuaciones reseñables del sistema HVDC-LCC. Fuente: (Rouco, 2016) ........................................................................................................................................... 63

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Figura 62. Representación de un inversor de medio puente. Fuente: (Rouco, 2016) ................ 65 Figura 63. Posible representación del lado AC del inversor de medio puente. Fuente: (Rouco, 2016) ........................................................................................................................................... 65 Figura 64. Representación de un VSC con IGBTs en paralelo. Fuente: (Rouco, 2016) ................ 66 Figura 65. Representación esquemática de un VSC. Fuente: (Rouco, 2016) .............................. 67 Figura 66. Sistema HVDC-VSC. Fuente: (Rouco, 2016) ................................................................ 67 Figura 67. Sistema HVDC-VSC multiterminal. Fuente: (Rouco, 2016)......................................... 68 Figura 68. Aspectos más y menos importantes para la industria. Fuente: Elaboración propia a partir de los datos de la encuesta del proyecto Promotion........................................................ 69 Figura 69. Aspectos más y menos importantes para los académicos. Fuente: Elaboración propia a partir de los datos de la encuesta del proyecto Promotion. .................................................... 70 Figura 70. Puntos de mayor discordancia entre la industria y el sector académico. Fuente: Elaboración propia a partir de los datos de la encuesta del proyecto Promotion. .................... 71 Figura 71. Esquema de los elementos de una conexión HVDC offshore. Fuente: Alstom .......... 74 Figura 72. Shoreham HVDC Light converter station overview. Shoreham, NY, USA. Fuente: ABB. ..................................................................................................................................................... 76 Figura 73. Interior de una estación conversora de HVDC-VSC. Fuente: ABB. ............................. 76 Figura 74. Instalación del cable DC onshore. Fuente: ABB ......................................................... 77 Figura 75. Representación del barco utilizado por ABB para la instalación del cable offshore. Fuente: ABB ................................................................................................................................. 78 Figura 76. Plataforma offshore Buzzard donde se señala el topside y el jacket. Fuente:subctest.com ................................................................................................................... 78 Figura 77. Subestación AC del parque de Walney. Fuente: 4C offshore..................................... 79 Figura 78. Plataforma Dolwin2 desarrollada por ABB. Fuente:Tennet ....................................... 81 Figura 79. Interior de la estación conversora onshore de BorWin3. Fuente:Siemens ............... 82 Figura 80. Comparativa de tamaño de la estación offshore de DolWin3 con la puerta de Brandeburgo. Fuente: Alstom. .................................................................................................... 83 Figura 81. Diagrama de flujo de la elección automática de cable AC. Fuente: Elaboración propia. ......................................................................................................................................... 88 Figura 82. Diagrama de flujo de la elección automática de cable DC. Fuente: Elaboración propia. ......................................................................................................................................... 89 Figura 83. Precio por kilómetro frente a la distancia. Fuente: Elaboración propia a partir de los datos del Anexo 3. ....................................................................................................................... 91 Figura 84. Precio del IGBT en relación a la diferencia de tensión (Siemens). Fuente. Elaboración propia a partir de los datos del Anexo 4. .................................................................................... 94 Figura 85. Precio del IGBT en relación a la diferencia de tensión (ABB). Fuente. Elaboración propia a partir de los datos del Anexo 4. .................................................................................... 95 Figura 86. Precio del IGBT en relación a la diferencia de tensión (GE-Alstom). Fuente. Elaboración propia a partir de los datos del Anexo 4. ................................................................ 95 Figura 87. Ejemplo de informe estación conversora onshore. Fuente: Informe generado por la herramienta................................................................................................................................. 96 Figura 88. Ejemplo informe cable onshore. Fuente: Informe generado por la herramienta. .... 97 Figura 89. Coste por kilómetro frente a la intensidad del cable. Fuente: Elaboración propia a partir de los datos del Anexo 6. .................................................................................................. 98 Figura 90. Ejemplo informe cable offshore. Fuente: Informe generado por la herramienta. .... 99 Figura 91. Ejemplo informe estación conversora offshore. Fuente: Informe generado por la herramienta............................................................................................................................... 100

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Figura 92. Ejemplo informe subestación colectora AC. Fuente: Informe generado por la herramienta............................................................................................................................... 102 Figura 93. Gráfico de reparto de presupuesto. Fuente: Informe generado por la herramienta. ................................................................................................................................................... 103 Figura 94. Ejemplo de la contribución de cada elemento a las pérdidas totales en un enlace DC. Fuente: Informe generado por la herramienta. ........................................................................ 104 Figura 95. Ejemplo de las pérdidas de cada tecnología. Fuente: Informe generado por la herramienta............................................................................................................................... 104 Figura 96. Ejemplo del gráfico de costes en función de la distancia. Fuente: Informe generado por la herramienta. ................................................................................................................... 105 Figura 97. Potencia instalada por país. Fuente: Elaboración propia a partir de los datos del Anexo 7...................................................................................................................................... 106 Figura 98. Cuota de mercado por potencia del HVAC y HVDC en la integración de parques eólicos. Fuente: Elaboración propia a partir de los datos del Anexo 7. .................................... 107 Figura 99. Cuota de mercado por número de proyectos del HVAC y HVDC en la integración de parques eólicos. Fuente: Elaboración propia a partir de los datos del Anexo 7. ...................... 108 Figura 100. Cuota de mercado de cada tecnología en porcentaje. Fuente: Elaboración propia a partir de los datos del Anexo 7. ................................................................................................ 109 Figura 101. Potencia instalada de cada tecnología. Fuente: Elaboración propia a partir de los datos del Anexo 7. ..................................................................................................................... 109 Figura 102. Proyectos realizados por cada fabricante. Fuente: Elaboración propia a partir de los datos del Anexo 7. ..................................................................................................................... 110 Figura 103. Años empleados en la construcción. Fuente: Elaboración propia a partir de los datos del Anexo 7. ..................................................................................................................... 110 Figura 104. Comparativa entre los costes calculados por la herramienta y los publicados. Fuente: Elaboración propia. ...................................................................................................... 112 Figura 105. Variación del precio en función de la tensión. Fuente: Elaboración propia. ......... 114 Figura 106.Precio final de la conexión de 100km de distancia en función de la potencia (Siemens). Fuente: Elaboración propia. .................................................................................... 115 Figura 107. Precio final de la conexión de 100km de distancia en función de la potencia (ABB). Fuente: Elaboración propia. ...................................................................................................... 116 Figura 108. Precio final de la conexión de 100km de distancia en función de la potencia (GEAlstom). Fuente: Elaboración propia. ....................................................................................... 116 Figura 109. Comparación del coste total del proyecto entre los distintos fabricantes para diferentes potencias transmitidas. Fuente: Elaboración propia. .............................................. 117 Figura 110. Representación de las pérdidas en función de la distancia para las dos tecnologías disponibles (800MW). Fuente: Elaboración propia. ................................................................. 118 Figura 111. Representación de las pérdidas en función de la distancia para las dos tecnologías disponibles (1000MW). Fuente: Elaboración propia. ............................................................... 119 Figura 112. Representación de las pérdidas en función de la distancia para las dos tecnologías disponibles (1200MW). Fuente: Elaboración propia. ............................................................... 120 Figura 113. Representación de las pérdidas en función de la distancia para las dos tecnologías disponibles (1200MW) y mismas condiciones de cable. Fuente: Elaboración propia. ............. 121 Figura 114. Comparativa de costes entre HVAC y HVDC en función de la potencia y de la distancia. Fuente: Elaboración propia....................................................................................... 123

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Lista de Tablas Tabla 1. Comparativa eólica Onshore y Offshore ....................................................................... 15 Tabla 2. Comparación entre un generador de alta y de baja velocidad ..................................... 26 Tabla 3. Generador síncrono con imanes permanentes vs devanado eléctrico ......................... 26 Tabla 4. Comparativa entre el aerogenerador doblemente alimentado y full converter .......... 27 Tabla 5. Características del cable ................................................................................................ 45 Tabla 6. Características del cable ................................................................................................ 46 Tabla 7. Características del cable 220kV Sección 2500mm2 ....................................................... 48 Tabla 8. Características del cable 330kV Sección 1200mm2 ....................................................... 49 Tabla 9. Comportamiento de un SVC .......................................................................................... 53 Tabla 10. Comparativa entre HVDC y HVAC ................................................................................ 61 Tabla 11. Valores Vd para diferentes α ........................................................................................ 62 Tabla 12. Configuración de los ángulos de disparo para los dos posibles sentidos de la potencia. ..................................................................................................................................................... 64 Tabla 13. Comparativa entre el sistema HVDC- LCC y HVDC-VSC ............................................... 72 Tabla 14. Ejemplo de la primera tabla del informe generado .................................................... 90 Tabla 15. Ejemplo de la segunda tabla del informe generado.................................................... 90 Tabla 16. Regresión estadística de los datos de parques eólicos en HVAC. ............................... 92 Tabla 17. Resumen de las características de la estación conversora.......................................... 93 Tabla 18. Estimación del costo de cada componente de la subestación AC. Fuente: Elaboración propia a partir de los datos de Entso-e (Entso-e, 24.11.2011) ................................................. 101 Tabla 19. Análisis del Capex. Fuente: Informe generado por la herramienta. ......................... 102 Tabla 20. Ejemplo de tabla mostrado en el informe. Fuente: Informe generado por la herramienta............................................................................................................................... 105 Tabla 21. Media de la potencia instalada por cada proyecto. Fuente: Elaboración propia a partir de los datos del Anexo 7. .......................................................................................................... 108 Tabla 22. Costes calculados y costes publicados de las diferentes conexiones de parques eólicos ....................................................................................................................................... 111 Tabla 23. Diferencia entre el coste calculado por la herramienta y el coste publicado en la adjudicación. ............................................................................................................................. 112 Tabla 24. Diferencia entre el coste calculado por la herramienta y el coste publicado tras el ajuste de sobrecostes................................................................................................................ 113 Tabla 25. Datos empleados para la simulación de pérdidas de una conexión de 800MW ...... 118 Tabla 26. Datos empleados para la simulación de pérdidas de una conexión de 1000MW .... 119 Tabla 27. Datos empleados para la simulación de pérdidas de una conexión de 1000MW .... 120 Tabla 28. Representación de los costes de HVDC en función de la potencia y de la distancia. 122 Tabla 29. Representación de los costes de HVAC en función de la potencia y de la distancia. 122 Tabla 30. Comparación de costes HVDC HVAC en función de la potencia y de la distancia. .... 123

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Lista de Ecuaciones Ecuación 1 Ecuación de la energía cinética ................................................................................. 40 Ecuación 2. Impedancia equivalente de un TCSC........................................................................ 56 Ecuación 3. Resonancia de un TCSC ............................................................................................ 56 Ecuación 4. Tensión DC en función de α para el HVDC-LCC ........................................................ 62 Ecuación 5. Intensidad por el cable de HVDC ............................................................................. 64 Ecuación 6. Potencia generada por un VSC................................................................................. 67 Ecuación 7. Aproximación de la potencia generada por un VSC. ............................................... 67 Ecuación 8. Estimación del coste de conexión de HVAC sin la distancia onshore ...................... 92 Ecuación 9. Estimación del coste de conexión de HVAC ............................................................. 92 Ecuación 10. Estimación del coste de la estación onshore (Siemens) ........................................ 94 Ecuación 11. Estimación del coste de la estación onshore (ABB) ............................................... 95 Ecuación 12. Estimación del coste de la estación onshore (GE-Alstom) .................................... 96 Ecuación 13. Estimación del cable onshore. ............................................................................... 97 Ecuación 14. Estimación del coste del cable offshore ................................................................ 98 Ecuación 15. Estimación del coste de la plataforma. ................................................................ 100 Ecuación 16. Estimación del coste de la Estación Conversora Offshore ................................... 100

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Capítulo 1- Introducción 1.1. Energía Eólica Actualmente la energía eólica es una de las principales fuentes de producción eléctrica renovable en todo el mundo debido a que es la tecnología renovable más madura y perfeccionada. Se trata de una energía limpia ya que no produce residuos ni gases de efecto invernadero. Su funcionamiento se basa en utilizar el viento para impulsar los álabes del aerogenerador que mueven el rotor de un generador eléctrico que es quien genera la electricidad. Su principal ventaja consiste en la generación de energía eléctrica limpia, reduciendo la necesidad de generación eléctrica por otras fuentes de energía y por tanto reduciendo las emisiones. Esta reducción de gases contaminantes favorece el objetivo europeo del 20 20 de reducir entre un 20 y un 30% los gases de efecto invernadero para 2020 en comparación a los niveles de 1990 y alcanzar una generación del 20% mediante tecnologías no contaminantes. Además, en la mayoría de los países europeos, entre ellos España, existe una necesidad de importación de energía en forma de combustibles fósiles del exterior. La energía eólica permite reducir esta dependencia energética exterior produciendo energía local y favoreciendo la economía de las áreas donde se instala. Por todo ello, es un sector que se encuentra en constante crecimiento habiendo alcanzado en 2015 una cifra cercana a los 433GW instalados a nivel mundial, lo que representa un incremento de un 17% respecto al año anterior. Esto ha permitido que el 20% de la energía generada en países como España, Alemania o Portugal tenga su origen en el viento. Lejos de detenerse este crecimiento, la Asociación Europea de Energía Eólica (EWEA, por sus siglas en inglés) espera que haya instalados 320GW de energía eólica para 2030 en la Unión Europea.

Figura 1. Potencia eólica instalada a nivel mundial. Fuente: Asociación empresarial eólica.

Sin embargo, las zonas con mayores vientos ya han sido ocupadas o están en trámites para estarlo, es por ello que se hace necesario la búsqueda de nuevos lugares donde colocar los aerogeneradores. La solución para este problema es la instalación de aerogeneradores en el mar lo que se conoce como parques eólicos offshore.

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1.2. Parques eólicos Onshore/Offshore (Anaya-Lara, et al., 2009) Un parque eólico está formado por un conjunto de aerogeneradores que se conectan entre sí, y todos ellos se conectan a la red a través de una subestación. Un aerogenerador es un generador eléctrico que utiliza la energía cinética del aire para mover los álabes que, a su vez, mueven el rotor y que genera la energía eléctrica. Se conoce como parques eólicos onshore o simplemente parques eólicos al conjunto de aerogeneradores que se instalan en tierra firme, mientras que los parques que se instalan en el mar son conocidos como parques eólicos offshore. Normalmente, la situación de los parques eólicos se elige inicialmente atendiendo a la información dada por los mapas de viento que realizan las agencias de meteorología como por ejemplo en España la AEMET (Agencia Estatal de Meteorología). Para confirmar estas localizaciones se instalan instrumentos de medida de la velocidad y dirección del viento que se monitorizan durante más de un año. Si los datos aportados por los anemómetros y otros aparatos de medida son los adecuados se procede a la instalación del parque eólico. Por lo general los parques eólicos se instalan en lugares elevados porque son los lugares donde existen mayores vientos. Sin embargo, los sitios elevados suelen ser los que presentan un mayor impacto visual y los que presentan mayor riqueza medioambiental. Por otro lado, los parques eólicos offshore se instalan a más de 5Km de la costa para que no sean visibles y así reducir el impacto visual y el ruido. Una de las principales ventajas que ofrecen los parques de tipo offshore es la menor rugosidad del terreno, lo que se traduce en un flujo de aire menos turbulento que alarga la vida de los componentes de los aerogeneradores. A esta ventaja se le suma la ausencia de obstáculos, que genera corrientes de aire con mayor velocidad y por tanto mayor potencia generada o la reducción del impacto visual si los parques eólicos son instalados lejos de la costa. Sus principales desventajas son la mayor complejidad técnica y el incremento de los costes, tanto de instalación como de mantenimiento asociados a la construcción en el mar. Otra desventaja de los parques offshore es que se hace necesaria la construcción de una larga línea eléctrica para conectar el parque eólico a tierra. La siguiente tabla resume las principales diferencias entre ambos tipos de instalaciones: Factor Inversión Inicial

Eólica Onshore .

illo es €/MW (Eólica, 2015)

Eólica Offshore .

illo es €/MW (Anon., s.f.)

Costes de Mantenimiento

3- €/MWh (Anon., 2015)

15- €/MWh (Anon., 2015)

Espacio disponible

Poco

Elevado

Impacto visual

Elevado

Ninguno

Factor de Capacidad

0.273 (Anon., 2015)

0.396 (Anon., s.f.)

Flujo de Aire

Mayores turbulencias

Menores turbulencias

Tabla 1. Comparativa eólica Onshore y Offshore

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1.3. Conexión de un parque eólico a la red La energía producida por los aerogeneradores es conducida hasta una subestación donde se eleva la tensión hasta los valores de transporte y se inyecta en la red.

Figura 2. Esquema de conexión de un parque eólico a la red. Fuente: cubasolar.cu

En los parques eólicos offshore se debe instalar una línea eléctrica submarina para trasladar la potencia generada hasta el continente. Esta línea une la subestación del parque (que se construye sobre el mar) con la subestación de tierra que está conectada a la red. Al tratarse de una línea que discurre enterrada sobre el lecho marino, el efecto capacitivo generado por el terreno es muy considerable. Por tanto, una red submarina en alterna tiene grandes pérdidas por corrientes de Foucault lo que reduce la eficiencia del parque eólico y aumenta la tensión a lo largo del cable. Sin embargo, las innovaciones técnicas hacen posible llevar los parques eólicos cada vez más lejos de la costa, lo que implica que la línea eléctrica submarina debe ser cada vez mayor y, por tanto, es también mayor el efecto generado por las corrientes de Foucault. Este efecto produce que no sea técnicamente posible construir líneas subterráneas de grandes longitudes en AC por lo que se deben buscar nuevas alternativas.

Figura 3. Esquema de conexión de un parque eólico offshore a la red.Fuente: ABB.

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1.4. Problemas generados por las líneas en AC submarinas El principal problema de las líneas AC subterráneas es el fuerte efecto capacitivo que genera el suelo sobre los cables y el cual se va incrementando con la distancia. Una opción para intentar reducir este efecto capacitivo sobre la línea es la instalación de sistemas de compensación en ambos extremos de la línea, pero estos sistemas no se pueden instalar durante el trazado por razones técnicas, por tanto, la longitud máxima de la línea queda limitada. Para conexiones subterráneas largas en AC es probable que se necesite compensar reactiva para mantener la tensión en el punto de conexión acorde con los requisitos de amplitud máxima de la red. Además, sería necesario la instalación de compensación de reactiva adicional si el nudo de conexión es débil, por ejemplo, si el ratio de corto circuito es inferior a 5 veces la potencia instalada del parque eólico. Otra solución es la operación de la línea en corriente continua (HVDC) debido a que esta energía no tiene corrientes capacitivas ni inductivas. Además de mantener la tensión aproximadamente constante a lo largo del cable, permite mantener constante la potencia transmitida con cualquier longitud de línea. Otra ventaja sobre la transmisión en energía continua es que con la misma sección de cable permite la transmisión de más potencia. Sin embargo, el costo de la construcción e instalación de una línea HVDC es mucho mayor al de una línea convencional en alterna.

Figura 4. Variación de la potencia máxima transmitida en líneas subterráneas en AC y DC frente a la distancia. Fuente: Transporte de energía eléctrica en corriente continua: HVDC (Universidad Politécnica de Cataluña)

En los parques eólicos offshore donde la transmisión se haga en corriente continua el proceso de integración de la potencia a la red es el siguiente. La energía producida por cada aerogenerador es enviada hasta la plataforma de conversión marina en forma de corriente alterna. En esta plataforma se transforma en corriente continua y a través de un cable es enviada hasta el continente. En tierra, el cable llega a otra estación de conversión donde se vuelve a transformar en alterna para después integrarse en la red.

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Figura 5. Mikel de-Prada et al. Analysis of DC Colle tor Grid for OWPP October 2013

th Wind Integration Workshop, London,

1.5. Motivación Debido a los problemas de las líneas submarinas en corriente alterna, al gran costo de la instalación de líneas en corriente continua (HVDC) y al aumento de los parques eólicos construidos offshore y cada vez más lejos de la costa, se hace necesario un estudio detallado sobre ambas opciones. En primer lugar, se reunirá la información disponible sobre las tecnologías de transmisión existentes. Después, se pretende analizar el comportamiento y las características de la línea en ambos sistemas para identificar las principales variables de las que depende y cuál debe ser su peso relativo a la hora de tomar la decisión de instalar una línea de transmisión en corriente alterna o continua. Por último, se creará una herramienta que ayude a la estandarización de las decisiones.

1.6. Objetivos del proyecto El primer objetivo del proyecto es el análisis de las principales variables a tener en cuenta para elegir el tipo de línea a escoger en la conexión a la red de un parque eólico offshore. Para ello se recogerán datos sobre las distintas tecnologías existentes para la transmisión de potencia. También se buscará información tanto de parques eólicos onshore como offshore, así como conexiones en corriente continua que no estén relacionadas con parques eólicos como la interconexión entre la península y Mallorca o la reciente conexión España-Francia. Tras la identificación de las variables relevantes se estudiarán la relación de unas con otras a fin de encontrar el peso específico que tiene cada una de ellas sobre el conjunto y sobre la decisión final. Una vez analizadas las distintas variables se intentará extraer de ellas ecuaciones que ayuden a la estimación de los costes del proyecto de una y otra tecnología. Estas ecuaciones se

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integrarán dentro de un programa que generará un informe que sirva de herramienta de análisis preliminar del sistema de transmisión del parque eólico offshore

1.7. Metodología del trabajo En primer lugar, se reunirá la información disponible sobre los sistemas de transmisión de energía tanto vigentes como en investigación en la actualidad. Posteriormente, se identificarán las principales variables que podrían afectar a la decisión sobre la línea en continua o alterna. Tras esto, se buscará información acerca de parques eólicos offshore y onshore así como de conexiones subterráneas en continua recopilando la información sobre las variables señaladas anteriormente. Posteriormente, se realizará un análisis de los datos recopilados y se estudiará el comportamiento del modelo de una línea submarina dependiendo de las diferentes variables analizadas y atendiendo a criterios como operatividad, tensión a lo largo de la línea, potencia transmitida o costes. Con todo ello se buscará la sensibilidad de cada variable para intentar extraer ecuaciones entre ellas. Una vez extraídas las ecuaciones se construirá una herramienta en Excel en la que el usuario introduzca los datos del parque y la herramienta le genere un informe tecno-económico sobre la conexión. Finalmente, se utilizará esta herramienta para buscar conclusiones adicionales.

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Capítulo 2 – Aerogeneradores (Anaya-Lara, et al., 2009) 2.1. Funcionamiento de un Aerogenerador En los aerogeneradores la energía cinética del aire mueve los álabes que están conectados con el rotor del generador a través de una multiplicadora que incrementa la velocidad de giro hasta un valor adecuado para el generador, quien, utilizando campos magnéticos, transforma la rotación en electricidad. El generador produce la energía a un valor de tensión cercano a 700V por lo que posteriormente se utiliza un transformador para elevar la tensión a valores adecuados para la recogida de energía, con frecuencia 33kV. La potencia producida por un aerogenerador se describe frecuentemente por su curva de potencia en la que se representa la energía producida en régimen permanente en función de la velocidad del viento. En la curva de potencia se identifican tres puntos clave: -

-

Velocidad de arranque: mínima velocidad del viento a la que el generador empezará a producir energía. Velocidad nominal: Velocidad del viento a partir de la cual se obtiene la potencia nominal del aerogenerador, que en general es la máxima potencia del generador eléctrico. Velocidad de parado: máxima velocidad a la que el aerogenerador puede producir energía. Si el viento es más elevado a la velocidad de parado el aerogenerador se detendrá por razones de seguridad.

A continuación se muestra un ejemplo de una curva de potencia para un aerogenerador de 2MW:

Figura 6. Curva de Potencia en un aerogenerador de 2MW. Fuente: thewindpower.net

En este ejemplo se aprecia que la velocidad mínima para la producción de energía por parte del aerogenerador es 3m/s. Superado este valor, la energía producida aumenta según va aumentado la velocidad del aire hasta alcanzar la velocidad nominal del aire. En este punto la potencia extraída es máxima y a partir de aquí el aerogenerador comenzará a reducir su carga aerodinámica. Los aerogeneradores pueden rotar las palas de manera que permiten modificar

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el ángulo de ataque, lo que permite variar su carga aerodinámica. De esta forma, para vientos menores al nominal la superficie del álabe será máxima, mientras que para vientos sobrenominales el área se irá reduciendo, mientras que el generador eléctrico seguirá produciendo su potencia nominal. Finalmente, al superar la velocidad de parado el aerogenerador se detendrá y se colocará perpendicular al viento para evitar daños en el sistema. Por tanto, para el ejemplo del aerogenerador anterior se pueden establecer los siguientes puntos clave observando la curva de potencia: -

Velocidad de arranque: 3m/s Velocidad nominal: 15m/s Velocidad de parado: 25m/s

Las curvas de potencia de los aerogeneradores se pueden obtener de los fabricantes y se obtienen de datos experimentales.

2.2. Tipos de Aerogeneradores Existe una enorme variedad en el diseño de los aerogeneradores que se pueden ordenar teniendo en cuenta su orientación: -

Aerogeneradores verticales: Savonius, Darrieus, Giromill, Windside. Aerogeneradores horizontales: Monopala, Bipala, Tripala.

Los primeros aerogeneradores comerciales fabricados fueron bipala o incluso monopala lo que requería que el rotor girase a mayor velocidad para extraer la energía del viento. Al girar el rotor a mayor velocidad, el ratio de conversión de la multiplicadora era menor, lo que en un primer momento parecía atractivo. Sin embargo, debido a la mayor velocidad de giro se incrementaba el ruido generado y aumentaban las pérdidas. Además, los modelos tripala resultan más agradables a la vista. Por tanto, los diseños comerciales modernos han convergido en aerogeneradores de rotor horizontal, tripala y orientados a barlovento.

Figura 7. Aerogenerador orientado a barlovento. Fuente: opex-energy.com

Además de la variedad en el diseño, también existe variedad en la velocidad de giro del rotor. Por lo general, los grandes aerogeneradores trabajan a velocidades variables mientras que los pequeños trabajan a velocidad constante.

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2.2.1. Aerogeneradores de velocidad fija Los aerogeneradores de velocidad fija son aparatos simples formados por un rotor conectado a un eje de baja velocidad, una multiplicadora, un eje de alta de velocidad y un generador de inducción. En la siguiente figura se representa la configuración de este tipo de generadores.

Figura 8. Representación esquemática de un aerogenerador de velocidad fija. Fuente: (Anaya-Lara, et al., 2009)

Está constituido por un generador de jaula de ardilla que se conecta a la red a través de un transformador. El deslizamiento del generador varía según va cambiando la potencia generada, por lo que su velocidad no es estrictamente constante, pero se puede considerar como tal ya que la variación del deslizamiento es menor del 1%. Las máquinas de inducción consumen reactiva por lo que se instalan condensadores para corregir el factor de potencia. Además, también se instala un dispositivo de arranque suave que minimiza las corrientes transitorias durante la energización del generador y que aumenta la tensión del generador lentamente hasta que alcanza su velocidad de giro nominal.

2.2.2. Aerogeneradores de velocidad variable Para aerogeneradores de gran potencia se utiliza dispositivos de velocidad variable. Las principales ventajas que ofrece la velocidad variable es la posibilidad de cumplir los requisitos de conexión a la red y la reducción de las cargas mecánicas de rozamiento con el aire. Los aerogeneradores de velocidad variable pueden ser de tipo dobletemente alimentado o full converter dependiendo de cómo se conecte el generador a la red. 2.2.2.1. Aerogenerador doblemente alimentado Este tipo de máquina tiene el estator de su generador conectado directamente a la red y por tanto se encuentra a 50Hz, sin embargo, el rotor se alimenta con una tensión con frecuencia distinta a través de un variador de frecuencia. El variador suele estar formado por dos AD/DC IGBTs voltaje source converters (VSC) unidos por un cable de continua. Con este sistema se desacopla la frecuencia de la red eléctrica de la frecuencia mecánica del rotor permitiendo un régimen de velocidad variable del rotor, que se adapta mejor a las características del viento.

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Figura 9. Esquema de un generador doblemente alimentado. Fuente: editores-srl.com.ar

Los aerogeneradores doblemente alimentados pueden introducir la corriente en la red a través del estator y del rotor, además el rotor también puede consumir energía de la red. El comportamiento del rotor dependerá de la velocidad de rotación. Si la velocidad es superior a la de sincronismo la energía será inyectada a través del rotor cruzando el conversor, mientras que si la velocidad es inferior a la de sincronismo el rotor absorberá energía de la red a través del conversor de frecuencia. Para el control de este dispositivo, la mayoría de los fabricantes usan el conversor que está junto al rotor para controlar el par en el generador y el factor de potencia del sistema, mientras que el conversor que está en el lado de la red se encarga de controlar la tensión en el cable DC. En algunas aplicaciones el conversor situado en la red se utiliza para generar potencia reactiva. 2.2.2.2. Aerogenerador full converter En este sistema el estator del generador no se encuentra en sincronismo con la red, por lo tanto, para verter la energía, es necesario un inversor que transforma la potencia AC generada por el aerogenerador en DC y posteriormente en AC de nuevo. Por tanto, a diferencia del generador doblemente alimentado, toda la energía es transformada en DC y posteriormente se vuelve a convertir en AC. Esto se realiza porque no están en sincronismo el generador con la red, por lo que el generador puede variar su frecuencia mientras que la frecuencia de la red se mantiene constante. De forma que se permite a los álabes del generador rotar a la frecuencia que mejor se adapte a la velocidad del viento.

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Figura 10. Esquema eléctrico de un aerogenerador full converter.

Los conversores que se utilizan en esta disposición pueden ser de varios tipos. El conversor más cercano al generador puede ser un rectificador de diodos o un voltage source converter (VSC), mientras el conversor más cercano a la red suele ser de tipo VSC. El control de este dispositivo va a depender de los conversores instalados, pero se pueden identificar dos estrategias de control: -

Se puede configurar el conversor de la red para mantener constante la tensión del cable DC mientras el otro conversor controla el par aplicado al generador. La potencia activa es transmitida a través de los conversores con una pequeña carga del condensador situado en el cable de AC, mientras el par aplicado por el generador es controlado por el conversor situado en la parte de la red.

Cada conversor puede generar o consumir reactiva de forma independiente. En los aerogeneradores full converter existen configuraciones con y sin multiplicadora. En los modelos sin multiplicadora, la turbina y el rotor del generador se montan sobre el mismo eje. Por tanto, el generador debe estar especialmente diseñado para trabajar a bajas velocidades y debe tener un gran número de polos. Los generadores eléctricos que se montan en el mismo eje que la turbina tienen un gran diámetro debido al número de polos. Sin embargo, en aquellos modelos en los que se instala multiplicadora el generador trabaja a más velocidad, por consiguiente, tienen un menor número de polos y un menor diámetro.

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Figura 11. Comparativa de tamaño de un aerogenerador convencional vs un generador montado en el eje de la turbina. Fuente: monografias.com

Además, se pueden utilizar una gran cantidad de configuraciones de motor como por ejemplo motores de inducción, motores síncronos con imanes permanentes o de excitación independiente. Al pasar toda su potencia por los conversores la operación dinámica del sistema se encuentra totalmente aislada de la red. 2.2.2.2.1. Aerogenerador de alta velocidad vs baja velocidad Hoy en día, la mayoría de los aerogeneradores industriales, que se conocen como aerogeneradores convencionales, utilizan generadores de 4 polos que trabajan a velocidades entre 750 y 1800 rpm. Sin embargo, la turbina trabaja a mucha menos velocidad (entre 20 y 60 rpm), por lo que se hace necesario la instalación de una multiplicadora entre la turbina y el generador. Si se quiere evitar instalar una multiplicadora se puede recurrir a un generador de baja velocidad que se instala en el mismo eje que la turbina. Las principales razones por las que utilizar un modelo sin multiplicadora son reducir los costes de mantenimiento, disminuir el ruido y reducir las pérdidas, debido a que este sistema de cambio de velocidades no es ideal y presenta rendimiento. La multiplicadora resulta la causa principal de los mantenimientos de los aerogeneradores, por lo que el sistema de turbina unida directamente al generador se hace especialmente interesante para generadores offshore donde se intenta reducir el mantenimiento al mínimo. Mientras que su diferencia principal es que en los generadores de baja velocidad es necesario un alto valor de par nominal. Por ejemplo, un generador eólico de 500kW y 30rpm tiene el mismo par nominal que un generador de 50MW y 3000 rpm. Esta diferencia es significativa ya que el tamaño y las pérdidas de los generadores de baja velocidad dependen del par nominal en lugar de la potencia nominal. Debido al elevado par los generadores de baja velocidad son menos eficientes y más pesados que los generadores convencionales. Para aumentar la eficiencia se construyen los aerogeneradores de baja velocidad con mayor diámetro a los tradicionales y con un ligero desfase en los polos.

25

Generador convencional (Alta velocidad)

Generador unido directamente a la turbina (Baja velocidad)

Multiplicadora

Sí

No

Ruido

Mayor

Menor

Pérdidas en el eje

≈ 10%

0

Par nominal

Normal

Muy Elevado

Frecuencia de los mantenimientos

Mayor

Menor

Diámetro

Menor

Mayor

4

≈ 200

Coste Número de polos

Tabla 2. Comparación entre un generador de alta y de baja velocidad

2.2.2.2.2. Generador síncrono con imanes permanentes vs devanado eléctrico La máquina síncrona genera su propio campo magnético en el rotor que puede ser generado por imanes permanentes o alimentando una bobina mediante corriente continua. La principal ventaja que tiene el sistema del rotor formado por una bobina es que se puede controlar la corriente de excitación y por tanto el módulo el campo magnético. Por tanto, se ofrece un control sobre la tensión de salida independiente de la carga. Debido a esta característica la mayoría de los generadores eólicos e hidroeléctricos conectados a la red tiene un rotor formado por un devanado. Sin embargo, los aerogeneradores de gran tamaño están en la mayoría de los casos conectados a la red a través de un dispositivo electrónico, por lo que el control de tensión no es imprescindible. Otra diferencia entre ambos sistemas es el tamaño. Los rotors formados por devanados son más pesados y de mayores dimensiones que los compuestos por imanes permanentes. Además, los generadores que integran imanes permanentes tienen menores pérdidas que los generadores con rotors con devanados. Generador síncrono de imanes permanentes

Generador síncrono con rotor formado por un devanado eléctrico

Módulo del campo magnético

Fijo

Variable

Tensión en la salida

Dependiente de la carga

Controlable

Tamaño

Menor

Mayor

Peso

Menor

Mayor

Pérdidas

Menores

Mayores

Tabla 3. Generador síncrono con imanes permanentes vs devanado eléctrico

26

2.2.2.3. Aerogenerador doblemente alimentado vs full converter Las diferencias destacables entre ambos generadores se presentan en la siguiente tabla: Doblemente Alimentado

Full Converter

Generador

Estator acoplado a la red

Estator completamente desacoplado

Potencia convertida

30%

100%

Control

Control limitado del aerogenerador y de la potencia reactiva generada

Más posibilidades de control de tensiones y potencia reactiva

Multiplicadora

Siempre es necesaria

Podría eliminarse o hacerse más pequeña

Coste inicial

0.985

Coste de mantenimientos

€/MW (Díez, 2017) Mayor

.

€/MW (REVE, 2016) Menor

Tabla 4. Comparativa entre el aerogenerador doblemente alimentado y full converter

2.3. Principales fabricantes de Aerogeneradores El objetivo de esta sección es conocer a los principales fabricantes de aerogeneradores y analizar su catálogo de productos.

2.3.1. Gamesa (Gamesa, s.f.) Es una de los principales fabricantes de aerogeneradores y líder en el mercado español. Tiene veintidós años de experiencia en el sector eólico en los que ha instalado 35.800 MW en 55 países. Tiene sus principales centros de producción en España y en China, aunque también en menor medida tiene presencia industrial en India y Brasil. Como parte de su estrategia de integración vertical también presta servicios de mantenimiento eólico a más de 22.000 MW de energía eólica. Las principales características de la empresa son: -

Fabrica aerogeneradores de 2.0, 2.5, 3.3 y 5.0 MW. Sus aerogeneradores son para la instalación onshore. Los generadores son del tipo doblemente alimentados. Tiene precios más competitivos que sus empresas rivales.

En verano de 2016 Siemens cerró la compra del 50% de Gamesa.

2.3.2. Vestas (Vestas, s.f.) Fabricante danés de aerogeneradores fundada en 1898 y que fabrica generadores eólicos desde 1979. Desde entonces ha instalado 77.000 MW a nivel mundial lo que representa un 20% de la energía eólica global, lo que lo convierte en la empresa líder del sector. Al igual que Gamesa, ofrece servicios de mantenimiento para sus turbinas.

27

De sus características cabe destacar: -

Ofrecen aerogeneradores de potencia de 2 y 3MW en distintos modelos. Instalación por lo general onshore. Generadores full converter. Ofrecen una calidad superior a un precio más caro.

2.3.3. Siemens (Siemens, s.f.) La multinacional alemana ha instalado 25000 MW de potencia eólica en todo el mundo. Se caracteriza por ofrecer tanto turbinas onshore como offshore para el que ha diseñado un sistema de plataformas que considera fundamental para el ahorro de costes. Además, sus productos tienen un diseño modular lo que facilita la fabricación e instalación. También ofrece servicios de mantenimiento de sus aerogeneradores de manera que ayuda en su optimización y alargar el ciclo de vida del producto. Su último modelo desarrollado de turbina eólica onshore alcanza los 3,3MW de potencia, mientras que en turbinas offshore se alcanzan potencias de 7MW y un diámetro de 154 metros.

2.4. Conexión entre los aerogeneradores en un parque eólico Los aerogeneradores se conectan unos a otros a través de un cable en lo que se denomina cadenas. Por tanto, además del control de tensión a la salida del parque, necesitan tener un control de tensión en el punto de conexión del aerogenerador.

Figura 12. Esquema de conexión de los aerogeneradores en un parque eólico. Fuente: Deliverable 3.2.Promotion project.

Se puede modelar un aerogenerador como una fuente de corriente. Por tanto, al tener el cable una resistencia que no es despreciable y si los aerogeneradores no participasen en el control de tensión, el voltaje en el extremo del cable sería más elevado que en el final. Dado que los aerogeneradores solo soportan un ±10% su tensión nominal es necesario un control de tensión a la salida de cada aerogenerador para mantener la tensión constante en el cable.

28

2.5. Consideraciones de los aerogeneradores offshore En el momento del diseño de un parque eólico offshore hay algunas diferencias en comparación con los parques eólicos onshore que deben ser tenidos en cuenta. El principal es la cimentación de los aerogeneradores y el segundo es el mantenimiento del parque. En el desglose de precios de los parques eólicos onshore se observa que el mayor porcentaje del presupueste corresponde a la propia máquina. Sin embargo, en los parques eólicos instalados en el mar, la mayor inversión del presupuesto corresponde a la construcción de la estructura sobre la que se asienta el aerogenerador, conocida como cimentación. La cimentación de aerogeneradores sólo es técnicamente y económicamente viable en mares poco profundos, es por ello que los parques eólicos offshore están teniendo una gran acogida en el mar del Norte donde la profundidad del agua está entre los 20 y 40 metros. Sin embargo, en la actualidad no es viable la instalación de estos generadores en las costas Españolas debido a que el mar Mediterráneo y el océano Atlántico tienen una gran profundidad.

Figura 13. Representación de una cimentación con un aerogenerador en la copa. Fuente: Diseño de Navantia.

El alto costo de cada cimentación lleva a minimizar en todo lo posible el número de estructuras a instalar. Es por ello que los aerogeneradores de los parques offshore son de mayor potencia a los que se instalan sobre tierra. De esta manera se intenta minimizar la instalación de cimentaciones maximizando la potencia de cada generador.

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Figura 14. Foto de cimentaciones realizadas por Navantia. Fuente: Navantia.

La segunda consideración es el incremento de los costes de mantenimiento. El acceso a los parques offshore se realiza a través de barcos o helicópteros lo que encarece en gran medida su mantenimiento. Además, cuánto mayor sea la distancia del parque a la costa, mayores serán los costes. Es por ello que en los aerogeneradores instalados en el mar se intenta reducir los mantenimientos al mínimo y para ello se elimina de su diseño o se reduce al mínimo la multiplicadora. Esta decisión se toma para reducir los mantenimientos debido a que la multiplicadora es el componente del aerogenerador que presenta mayores tasas de fallos. Debido a la necesidad de eliminar la multiplicadora, o al menos reducirla, se deben instalar aerogeneradores del tipo full converter, quedando descartados los aerogeneradores de tipo doblemente alimentado.

30

31

Capítulo 3 – Integración de los parques eólicos en la red (AnayaLara, et al., 2009) En Europa, la mayoría de los parques que se instalan actualmente o que están proyectados para su instalación son parques eólicos offshore, lo que implica la transmisión de potencia en líneas altamente capacitivas. Además, en Estados Unidos, China e India los parques eólicos se encuentran lejos de los grandes nudos de consumo, lo que se traduce en largas líneas. Debido a la necesidad de transmitir la energía por líneas de varios cientos de kilómetros o líneas muy capacitivas se están proponiendo nuevas tecnologías. Entre ellas se encuentra el HVDC y los FACTS que son tecnologías con un futuro prometedor en la transmisión de potencia. Estas nuevas tecnologías tratan de dar respuesta a los principales desafíos de integración a la red, los cuales son: -

Compensación de potencia reactiva (Q) y control de tensión. Hueco de tensión. Control de frecuencia.

3.1. Compensación de potencia reactiva (Q) y control de tensión. Los primeros aerogeneradores eran de velocidad constante, esta tecnología consume reactiva y tiene un control muy limitado de la potencia real. Debido a que la conexión a la red exige unos requisitos técnicos, como por ejemplo soportar huecos de tensión o control de la potencia activa y reactiva, los fabricantes tuvieron que idear nuevos sistemas como el aerogenerador doblemente alimentado o el full converter. Estos nuevos aerogeneradores tienen capacidad de generar o producir cualquier valor de potencia reactiva dentro de sus rangos.

Figura 15. Diagrama PQ de un aerogenerador

De acuerdo con los códigos de conexión a la red, la tensión, la potencia activa y reactiva deben de ser controlados a la salida del parque, habitualmente en el lado de media o alta tensión del transformador del parque eólico. Es en este punto dónde se instala el controlador del parque eólico. El controlador del parque eólico recibe consignas de potencia activa y reactiva provenientes del centro de control del TSO (REE en el caso español). Habitualmente, un modo de control es fijar el factor de potencia en el punto de salida del parque. En este método el TSO manda un

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valor de factor de potencia al controlador del parque y este envía las consignas a las turbinas eólicas. El funcionamiento básico del controlador es calcular la consigna de potencia reactiva (Q) dependiendo de la tensión. Se calcula la desviación de tensión restando la tensión asignada de la tensión medida. Esta desviación se multiplica por el coeficiente del controlador para calcular el punto de potencia reactiva (Q).

Figura 16. Esquema básico del control de tensión de un parque eólico. Fuente: Elaboración propia

El o trol a utilizar puede ser de disti tos tipos propor io al, i tegral, adaptativo… dependiendo de cuál se adapte mejor para la estrategia que se quiera implementar. No obstante, en algunas ocasiones para satisfacer los requisitos de la red la potencia reactiva generada o consumida por las turbinas eólicas no es suficiente, por lo que hay que instalar sistemas de compensación de reactiva. El método más sencillo para la generación de reactiva es la instalación de un condensador en paralelo con el circuito a la salida del parque o en la salida de cada aerogenerador. El condensador se conectará a través de un interruptor que lo conectará y desconectará según sea necesario. Sin embargo, existen dispositivos más complejos y con una mejor respuesta como el SVC y el STATCOM que son explicados en el apartado de FACTS de la Parte 4. Los sistemas SVC y STATCOM reaccionan muy rápido ante los cambios de tensión del nudo AC generando o consumiendo potencia reactiva con el objetivo de mantener la tensión constante. Además, la respuesta de los SVCs y los STATCOMs es tan rápida que permite reducir los huecos de tensión, generados por una falta en la red, permitiendo mejorar la estabilidad del parque eólico.

3.2. Hueco de tensión (Rouco, 2016) Los diferentes TSO de cada país exigen a los parques eólicos que soporten los huecos de tensión. Un hueco de tensión es la representación del perfil de tensiones que ve un generador al producirse una falta en el sistema. En el caso español la normativa de red exige a los aerogeneradores mantenerse conectados en caso de una falta menor a 0.5 segundos del 20% de la tensión nominal. El hueco de tensión máximo exigible se representa a continuación:

33

1

Voltage (pu)

0.8

0.6

0.4

0.2

0 -2

0

2

4

6

8 10 12 Time (seconds)

14

16

18

20

Figura 17. Representación del hueco de tensión máximo exigible por REE. Fuente: (Rouco, 2016)

Con frecuencia, los aerogeneradores no son capaces de soportar el hueco de tensión por si mismas sin perder sincronismo por lo que es necesario recurrir a SVCs o STATCOMs para impedir que la máquina se acelere y se desconecte de la red.

3.2.1. Análisis de la estabilidad de un generador de jaula de ardilla utilizando FACTS En este apartado se pretende simular el comportamiento de un aerogenerador basado en un generador de jaula de ardilla ante un hueco de tensión para comprobar su estabilidad. A continuación se muestra el esquema utilizado para la simulación. Se simularán tres ejemplos, el primero será el generador únicamente, en el segundo se conectará un SVC a las barras de media tensión del parque y en el tercero se conectará un STATCOM en las barras de media tensión. En todos los ejemplos se analizará el deslizamiento de la máquina, las tensiones en bornes de la máquina y del parque y el par electromagnéticos.

Figura 18 Esquema utilizado para la simulación.Fuente: (Rouco, 2016)

1. Simulación de estabilidad en caso de un hueco de tensión. En las gráficas se puede apreciar que tras la falta el par electromagnético cae, por lo que la máquina comienza a acelerarse y por tanto aumenta el deslizamiento. Esto se ha

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producido debido a que el hueco de tensión ha sido demasiado largo y la maquina ha superado su ángulo crítico. Por tanto, cuando se solventa la falta la máquina ya ha entrado en su zona inestable. Las gráficas obtenidas en esta simulación son las siguientes:

Figura 19. Simulación del deslizamiento de un generador de jaula de ardilla tras un hueco de tensión de 0,5 segundos

Figura 20. Simulación de las tensiones de un generador de jaula de ardilla tras un hueco de tensión de 0,5 segundos

Figura 21. Simulación del par electromagnético de un generador de jaula de ardilla tras un hueco de tensión de 0,5 segundos

En la gráfica del deslizamiento se observa que durante el tiempo de fallo el deslizamiento aumenta de manera constante mientras que después de haberse solventado la falta y haberse reenganchado las protecciones el deslizamiento aumenta de manera monótona. En la gráfica de las tensiones se observa el hueco de tensión durante 0,5 segundos y el posterior reenganche de las protecciones, sin embargo, la tensión no consigue recuperarse debido a que la máquina está en su zona inestable.

35

Por último, en la gráfica del par electromagnético se observa que tras la falta se reduce a 0 y tras el reenganche va disminuyendo debido a que la máquina está en su zona inestable y por tanto está cerca del cortocircuito. Se pretende conocer ahora cual hubiera sido el funcionamiento de la máquina si el hueco de tensión hubiera sido menor. Para ello se simula una falta en la red de 0,27 segundos y se obtienen las siguientes gráficas:

Figura 22. Simulación del deslizamiento de un generador de jaula de ardilla tras un hueco de tensión de 0,27 segundos

Figura 23. Simulación de las tensiones de un generador de jaula de ardilla tras un hueco de tensión de 0,27 segundos

Figura 24. Simulación del par electromagnético de un generador de jaula de ardilla tras un hueco de tensión de 0,5 segundos

En ellas se puede observar como el deslizamiento, las tensiones y el par se recuperan. Esto se debe a que cuando se resuelve la falta la máquina se encuentra en su zona estable por lo que logra volver a sus valores iniciales.

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2. Simulación de estabilidad en caso de un hueco de tensión con un SVC conectado en las barras de media tensión. En este ejemplo se añade un SVC para intentar estabilizar la máquina. Al generarse la falta, la tensión y el par caen de manera que la máquina pierde par y el SVC generará reactiva para intentar subir la tensión, lo que reduce la caída del par. Se aprecia que, comparado con el ejemplo anterior, al añadir un SVC se consigue que la máquina sea estable para huecos de tensión de 0,5 segundos. Las simulaciones obtenidas en este ejemplo son las siguientes:

Figura 25. Simulación de la potencia reactiva generada por el SVC tras un hueco de tensión de 0,5 segundos

Figura 26. Simulación del deslizamiento de un generador de jaula de ardilla con un SVC tras un hueco de tensión de 0,5 segundos

Figura 27. Simulación de las tensiones de un generador de jaula de ardilla tras un hueco de tensión de 0,5 segundos

Figura 28. Simulación del par electromagnético de un generador de jaula de ardilla tras un hueco de tensión de 0,5 segundos

37

La potencia nominal del SVC instalado se elegirá de manera experimental de acuerdo con la potencia del parque y realizando simulaciones como esta. Sin embargo, se suele usar SVCs con una potencia nominal de 3,5 con respecto a la potencia instalada para cumplir con lo exigido por REE. Sin embargo, si la potencia nominal del SVC es demasiado pequeña se corre el peligro de perder sincronismo. En el siguiente ejemplo se va a simular la respuesta de nuestro sistema si se ha decidido instalar un SVC de 0,5 pu.

Figura 29. Simulación de las tensiones de un generador de jaula de ardilla tras un hueco de tensión de 0,5 segundos con SVC de 0,5 pu

Figura 30. Simulación del deslizamiento de un generador de jaula de ardilla con un SVC tras un hueco de tensión de 0,5 segundos con SVC de 0,5 pu

Figura 31. Simulación de las tensiones de un generador de jaula de ardilla tras un hueco de tensión de 0,5 segundos con SVC de 0,5 pu

Figura 32. Simulación del par electromagnético de un generador de jaula de ardilla tras un hueco de tensión de 0,5 segundos con SVC de 0,5 pu

En estas gráficas se aprecia que la potencia reactiva (Q) generada por el SVC no es suficiente, por lo que cuando se resuelve la falta la máquina ya se encuentra en su zona inestable por lo que pierde sincronismo.

38

3. Simulación de estabilidad en caso de un hueco de tensión con un STATCOM conectado en las barras de media tensión. El objetivo de esta simulación es ver en qué ayuda la instalación de un STATCOM colocado en la red de media tensión de una planta eólica. En primer lugar, los resultados obtenidos se pueden ver en las gráficas siguientes:

Figura 33. Simulación de las tensiones de un generador de jaula de ardilla tras un hueco de tensión de 0,5 segundos

Figura 34. Simulación del deslizamiento de un generador de jaula de ardilla con un SVC tras un hueco de tensión de 0,5 segundos

Figura 35. Simulación de las tensiones de un generador de jaula de ardilla tras un hueco de tensión de 0,5 segundos

Figura 36. Simulación del par electromagnético de un generador de jaula de ardilla tras un hueco de tensión de 0,5 segundos

Al generarse la falta, la tensión cae de manera que la máquina pierde par. En ese momento el STATCOM genera reactiva para intentar subir la tensión lo que reduce la caída del par. Se puede apreciar que el STATCOM consigue que la máquina sea estable para huecos de tensión de 0,5 segundos. Además, la tensión en el nudo después de su puesta en escena es de casi 1 pu, cosa que no sucedía con el dispositivo SVC en las mismas condiciones.

39

También se ve que las tensiones suben suavemente sin llegar a tener sobrepasos. Esto se debe a que la potencia reactiva es fácilmente regulable y permite tener comportamientos adecuados para la red. La diferencia entre el SVC y el STATCOM es que en caso de estar fuera de sus límites, el STATCOM se comporta como una fuente de corriente, y sin embargo el SVC se comporta como una susceptancia en paralelo. Esto provoca que la potencia generada por el SVC dependa de la tensión en el nudo, por lo que no aporta una corriente reactiva constante como sucede con el STATCOM. La conclusión es que el STATCOM puede alcanzar tensiones mayores en un nudo con una misma capacidad de potencia reactiva.

3.3. Control de frecuencia El creciente aumento de la generación distribuida como la solar o la eólica hace cada vez más necesario que estos sistemas participen en el control de frecuencia. Las variaciones de frecuencia son originadas por el desequilibrio entre generación y demanda y que causan el aumento o reducción de la frecuencia. Los aerogeneradores complican el control de frecuencia debido a que no producen una potencia fija y que sus predicciones de potencia contienen errores. Además, un gran número de aerogeneradores son de tipo full converter por lo que se encuentran totalmente desacopladas de la red y no tiene respuesta inercial. Por tanto, si sigue aumentando la penetración de estas tecnologías y no participan en el control de frecuencia, aumentarán las incidencias en número y en tamaño. Una posibilidad para ayudar en el control de frecuencia es el almacenamiento de energía en forma de energía cinética en el rotor. Se puede establecer la energía cinética del rotor como: �

=

�

�

,�

Ecuación 1 Ecuación de la energía cinética

De esta ecuación se puede extraer que la energía cinética depende de la inercia del generador y de su velocidad. Por tanto, la extracción de la energía cinética afectará a la velocidad de manera que si supera a la energía aportada por el viento se reducirá la velocidad. Por el contrario, si la energía cinética extraída es menor a la aportada por el viento el rotor se acelerará. Sin embargo, aunque los aerogeneradores tienen inercia no participan en este proceso debido a que están mecánica y eléctricamente desacoplados.

40

41

Capítulo 4 – Transmisión en HVAC (High Voltage Alternating Current) La transmisión de energía es parte fundamental de los sistemas eléctricos y consiste en llevar la electricidad desde las centrales hasta los consumos, normalmente separados por cientos o incluso miles de kilómetros. Para tratar de minimizar las pérdidas se eleva la tensión hasta tensiones de 220kV o 400kV reduciéndose la corriente transportada y por tanto las pérdidas por efecto Joule.

Figura 37. Sistema de transporte peninsular e insulares. Fuente: REE

En el inicio de la energía eléctrica existió una competencia entre Edison y Tesla para imponer sus tecnologías, DC y AC respectivamente. Sin embargo, la imposibilidad de transformar la energía continua la hizo inviable para el transporte debido a sus grandes pérdidas. Por tanto, se acabó imponiendo la tecnología AC debido a su capacidad de elevar su tensión para el transporte reduciendo las pérdidas y por su capacidad de poder volver a reducir su tensión para el consumo. Se pueden destacar las siguientes características del transporte en AC: -

Leyes de Kirchhoff: No se puede controlar directamente el flujo por las líneas si no que este será de acuerdo con la primera y la segunda ley de Kirchhoff. Estas leyes establecen que la corriente ira de un punto a otro por el camino que presente la menor impedancia. Por tanto, para comprobar el correcto funcionamiento del sistema se realizan simulaciones teniendo en cuenta los puntos y valores de consumo y generación para comprobar que ninguna línea supera su capacidad.

42

-

-

Efecto skin: La corriente no se distribuye uniformemente por todo el cable si no que suele concentrarse en el exterior lo que provoca que los cables deben tener una sección mayor y que en muchos casos la sección central del cable no sea un material conductor. Es necesario un control de potencia reactiva (Q): Las características del AC hacen que reaccione con inductancias y capacitancias lo que genera un desfase entre el ángulo de la tensión y de la corriente originando la potencia reactiva. La potencia reactiva (Q) influye en el módulo de la tensión y en la capacidad de las líneas, por lo que es necesario su control.

El transporte de energía eléctrica es una actividad regulada por los gobiernos puesto que se trata de un interés general para los ciudadanos de cada país y debido a que se trata de un monopolio natural. En España el encargado de realizar el transporte de energía es Red Eléctrica de España (REE) que tiene régimen de exclusividad. Como gestor de la red sus funciones son, su mantenimiento, planificación, operación y coordinación de los intercambios con países extranjeros. Como se ha explicado anteriormente, el principal inconveniente de la corriente alterna (AC) es el escaso control que existe sobre los flujos de potencia. Debido a que los flujos de potencia cumplen las leyes de Kirchhoff no se puede configurar la potencia transportada por cada línea. Por tanto, la potencia generada y consumida en cada nudo y las impedancias de los cables son lo que configuran la corriente por cada línea. Si se desease cambiar el flujo de corriente por las líneas la única forma es modificar los puntos de generación y consumo o modificar la impedancia de las líneas. Para aumentar la operatividad del sistema se han desarrollado la tecnología Flexible AC Transmission Systems (FACTS) que, utilizando la electrónica de potencia, permiten flexibilizar las operaciones de transmisión en AC.

4.1. Análisis de la transmisión AC convencional para cables submarinos Los cables submarinos van enterrados en el suelo, lo que genera un alto valor capacitivo y una alta impedancia. Esto provoca numerosos problemas de tensión y de generación de potencia reactiva que se incrementan con la distancia. En este apartado se pretende simular y analizar el comportamiento de una línea submarina utilizando el modelo de línea larga.

4.1.1. Modelo de línea larga (Kundur, 1993) Si se tiene dos sistemas eléctricos conectados a través de una línea se puede conocer la transferencia de energía entre ellos conociendo el desfase entre las tensiones.

43

Figura 38. Representación esquemática del sistema. Fuente: Elaboración propia.

De manera que la transferencia de energía será 0 cuando no exista desfase y la potencia tra s itida será á i a ua do el desfase sea de π/ . Ade ás, utiliza do este desfase se pueden conocer las tensiones e intensidades en cada punto del cable aplicando el modelo de línea larga. Sin embargo, para poder aplicar este método es necesario conocer las características de la línea: -

Tensión nominal (kV) Resiste ia Ω/k Inductancia (mH/km) Capacitancia (µF/km) Longitud (km) Intensidad nominal (A)

De estas propiedades se obtendrán los valores Z e Y de la línea. La ecuación de la línea es la siguiente: [

� ]=[ �

]∗[

A=cosh(β*long)

]

B=Zc*senh(β*long) C=(1/Zc) *senh(β*long) D= cosh(β*long) Donde,

�

=√

=√ ∗

Se puede suponer que la tensión en ambos nudos es de 1pu y fijando el ángulo de desfase δ se puede calcular la intensidad recibida (intensidad que se inyecta en el sistema) como:

44

�

=

=

∗

∗ +

+

∗

∗

Una vez conocida la intensidad recibida se puede introducir en el modelo de línea larga para conocer la tensión y la intensidad a lo largo de todos los puntos de la línea. Además conociendo la tensión y la intensidad se puede saber también la potencia activa y reactiva.

4.1.2. Aplicación del modelo de línea larga a un caso práctico Para este caso práctico se toma como base un parque eólico offshore de potencia nominal 550 MW que se conecta a la red a través de un cable submarino de 220kV y con una longitud de 100km. Se consulta el catálogo de cables submarinos AC de ABB para un valor de tensión de 220kV y se compara con el valor de potencia que se desea transmitir. En primera instancia se decide instalar una terna de cables de cobre de sección 1400mm2 y con potencia nominal de 554MVA. El cable elegido tiene las siguientes características. Resiste cia Ω/k 0,0132

Reactancia (mH /km) 0,51

Capacitancia (µF/km) 0,22

Tabla 5. Características del cable

Utilizando estos valores se emplea el modelo de línea larga para conocer el comportamiento del cable en el momento que el parque está exportando su potencia nominal (550MW). Las siguientes gráficas muestran el perfil de tensiones e intensidades frente a la distancia recorrida por el cable.

Tensión a lo largo del cable (pu) 1,012 1,01

Tensión (pu)

1,008 1,006 1,004 1,002 1 0,998 0,996 0,994 0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

distancia(km)

Figura 39. Perfil de tensiones a lo largo del cable. Fuente: Elaboración propia.

45

Intensidad (pu)

Intensidad/ I max cable 1,050 1,040 1,030 1,020 1,010 1,000 0,990 0,980 0,970 0,960 0,950 0,940 0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

distancia (km)

Figura 40. Perfil de intensidades a lo largo del cable. Fuente: Elaboración propia.

En la primera gráfica está representado el valor de tensión frente a la distancia. Se aprecia que la tensión se eleva poco a poco a lo largo del cable hasta que alcanza su punto máximo en la mitad (50km). El valor máximo es cercano al 1% lo cual es una tensión admisible. El segundo gráfico muestra el perfil de intensidades con respecto a la distancia. En él se aprecia que durante los primeros 25km (correspondientes a la zona cercana al parque eólico) la intensidad del cable supera a la intensidad nominal debido a la generación de potencia reactiva por el factor capacitivo del conductor y que provoca que el cable tenga una importante componente de intensidad reactiva. Por tanto, es necesario elegir un cable con una sección superior. En esta ocasión se decide instalar una terna de cables de cobre de sección 1600mm2 y con potencia nominal de 590MVA. El cable elegido tiene las siguientes características. Resiste cia Ω/k 0,0113

Reactancia (mH /km) 0,5

Capacitancia (µF/km) 0,23

Tabla 6. Características del cable

46

Se vuelve a realizar el análisis anterior obteniendo los siguientes gráficos.

Tensión a lo largo del cable (pu) 1,012 1,01

Tensión (pu)

1,008 1,006 1,004 1,002 1 0,998 0,996 0,994 0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

distancia(km)

Figura 41. Perfil de tensiones a lo largo del cable. Fuente: Elaboración propia.

Intensidad (pu)

Intensidad/ I max cable 0,980 0,970 0,960 0,950 0,940 0,930 0,920 0,910 0,900 0,890 0,880 0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

distancia (km)

Figura 42. Perfil de intensidades a lo largo del cable. Fuente: Elaboración propia.

En este caso todos los valores están dentro del rango admisible por lo que la elección del cable es la técnicamente correcta. En este ejemplo se aprecia que para la conexión de parques eólicos offshore suele ser habitual la necesidad de mayorar el cable de transmisión de manera que pueda soportar tanto la intensidad activa que se está transmitiendo como la intensidad reactiva que se genera en la línea. Asimismo, la necesidad de utilizar mayores secciones para la transmisión de potencia hace que el coste de los cables sea mayor y por tanto eleva el presupuesto del proyecto.

47

4.1.3. Capacidad de transporte de un cable HVAC submarino con respecto a la distancia La capacidad de transporte de un cable en AC se puede ver comprometida con la distancia. A mayores distancias, mayor es la potencia reactiva que se genera en el cable y, por tanto, hay menor cabida para la transmisión de potencia activa si no se quiere superar la intensidad nominal del cable. A continuación, se va a utilizar el modelo de línea larga para comprobar cuál es la capacidad de transporte de un cable con respecto de la distancia. El cable seleccionado se obtiene del catálogo de cables de ABB y se trata de un cable de 220kV, sección de 2500 mm 2 y cuyas características se reflejan en la siguiente tabla. Resiste cia Ω/k 0,0072

Reactancia (mH /km) 0,47

Capacitancia (µF/km) 0,27

Tabla 7. Características del cable 220kV Sección 2500mm2

Utilizando estos datos se simula la potencia que es capaz de transmitir el cable ante distintas distancias, obteniendo la siguiente gráfica.

Potencia (MW) 800

Potencia (MW)

700 600 500 400 300 200 100

1 11 21 31 41 51 61 71 81 91 101 111 121 131 141 151 161 171 181 191 201 211 221 231 241 251 261 271 281 291

0

distancia (km) Cable 220kV de sección 2500mm2

Figura 43. Máxima potencia transmitida con respecto de la distancia para cable 220kV de sección 2500mm2. Fuente: Elaboración propia.

En la figura anterior se aprecia como al aumentar la distancia la capacidad de transporte de la línea se va reduciendo desde su valor inicial (714MW) hasta 254MW para una línea de 300km de distancia. La causa principal es la potencia reactiva generada en forma de amperios de corriente reactiva y que reduce el número de amperios de corriente nominal que se pueden transportar. Además, la potencia reactiva no se distribuye uniformemente a lo largo del cable. En el siguiente gráfico se muestra el perfil de reactiva para una línea de 300km.

48

Potencia reactiva (Mvar) 800,0

Potencia reactiva (Mvar)

600,0 400,0 200,0 0,0 0

-200,0

30

60

90

120

150

180

210

240

270

300

-400,0 -600,0 -800,0

distancia (km)

Figura 44. Perfil de potencia reactiva. Fuente: Elaboración propia.

A continuación, se va a simular un cable a una tensión distinta, pero con potencia nominal similar para comprobar si su comportamiento sigue el mismo patrón o uno diferente. Para observar este efecto se va a emplear el cable de 330kV y sección 1200mm2 del catálogo de cables de ABB. Este cable presenta una capacidad máxima de transmisión de 768MVA y cuyas características técnicas se recogen en la siguiente tabla: Resiste cia Ω/k 0,0151

Reactancia (mH /km) 0,53

Capacitancia (µF/km) 0,19

Tabla 8. Características del cable 330kV Sección 1200mm2

Con estos datos se sigue el mismo proceso anterior obteniéndose el siguiente gráfico que representa la máxima potencia activa transmitida para distintas distancias de línea.

900 800 700 600 500 400 300 200 100 0

1 11 21 31 41 51 61 71 81 91 101 111 121 131 141 151 161 171 181 191 201 211 221 231 241 251 261 271 281 291

Potencia (MW)

Potencia (MW)

distancia (km) Cable 330kV de sección 1200mm2

Figura 45. Máxima potencia transmitida con respecto de la distancia para cable 330kV de sección 1200mm2

49

Se aprecia en este caso que la potencia transmitida se reduce desde los 778MW iniciales hasta 0MW a 225 km de distancia. Por tanto, la pérdida de capacidad de transporte se reduce rápidamente. Para una buena comparación de ambos cables se representan la siguiente figura en la que se ha superpuesto la potencia capaz de transmitir por ambos cables.

900 800 700 600 500 400 300 200 100 0

1 11 21 31 41 51 61 71 81 91 101 111 121 131 141 151 161 171 181 191 201 211 221 231 241 251 261 271 281 291

Potencia (MW)

Potencia (MW)

distancia (km) Cable 220kV de sección 2500mm2

Cable 330kV de sección 1200mm2

Figura 46. Comparación de la potencia transmitida para cable 330kV de sección 1200mm2 y cable 220kV de sección 2500mm2

Se observa en la gráfica que la capacidad de transmisión nominal del cable de 330kV es mayor. Sin embargo, su capacidad de transporte se reduce más rápido que para el cable de 220kV de manera que a partir de los 90km el cable de 220kV tendría mayor poder de transporte. Por tanto, podemos concluir lo siguiente: -

-

-

El efecto capacitivo afecta más cuanto mayor es la tensión de la línea, de manera que genera más potencia reactiva y por tanto se reduce el espacio en el cable para la transmisión de potencia activa. La generación de potencia reactiva frente a la distancia no es lineal, si no que se acentúa fuertemente con grandes distancias. De esta forma, para líneas de pocos kilómetros la capacidad de transporte no se ve afectada, sin embargo, en líneas largas la distancia es determinante. El efecto de mayor generación de reactiva a mayor tensión hace que se tienda a valores de tensión menores a los que se podría esperar para una potencia dada. Por tanto, es mayor la intensidad que se transporta provocando que aumenten las pérdidas y el número de ternas a instalar.

50

4.2. Posibles soluciones de los problemas surgidos por la transmisión en AC Se ha observado en el apartado anterior que la potencia reactiva es un problema fundamental en la conexión de parques eólicos a la red utilizando corriente alterna. La potencia reactiva está directamente relacionada con la tensión, por tanto unos valores de reactiva distintos a los establecidos provocaría valores de tensión superiores o inferiores al valor nominal generando averías en la línea. Para tratar de controlar la tensión en los nudos y para tener un mayor control de las líneas AC se pueden utilizar FACTS.

4.2.1. FACTS (Rouco, 2016) Los FACTS (Flexible AC Transmission System) son sistemas que utilizando la electrónica de potencia, principalmente tiristores e IGBTs, intentan flexibilizar el transporte de energía en AC. Existen tres tipos de FACTS dependiendo de su instalación, en serie, en paralelo y mixtos. Los dispositivos en serie se instalarán en una línea, los dispositivos en paralelo se instalan en un nudo, mientras que los mixtos se componen de dos partes, una instalada en serie y otra en paralelo. En la siguiente Figura se muestra la representación de su instalación.

Figura 47. (1) FACTS en serie. (2) FACTS en paralelo. (3) FACTS mixto

Dependiendo de su modo de instalación tienen una función u otra. El objetivo de los FACTS en serie es el control y la regulación de la potencia por las líneas, mientras que los FACTS en paralelo se encargan del control de tensión del nudo donde se colocan. Por último, los FACTS mixtos realizaran ambas funciones. A parte de por su instalación, se puede clasificar a los FACTS por la tecnología que utilizan. Los basados en tiristores se llaman FACTS de primera generación, mientras que los que utilizan IGBTs se conocen como FACTS de segunda generación.

4.2.1.1. FACTS en paralelo Su principal objetivo es el control de tensión. Existen dos tipos el SVC y el STATCOM 4.2.1.1.1. Static Var Compensator (SVC) Atendiendo a la clasificación anterior, el SVC se puede catalogar como un FACTS de instalación en paralelo. La mayoría de los SVCs están formados por una reactancia variable (controlada por tiristores) y uno o varios condensadores fijos. Estos dos dispositivos permiten al SVC tener una capacitancia variable, de manera que, los condensadores aportarán potencia reactiva en

51

escalones y la reactancia modificará su impedancia para alcanzar todos los valores intermedios entre un escalón y otro. A continuación se puede observar el esquema representativo del SVC donde se aprecia el condensador fijo y la inductancia variable cuyo valor se ajusta con los tiristores.

Figura 48. Esquema del SVC

Mientras su gráfica de funcionamiento es la siguiente.

Figura 49. Característica del SVC

Por tanto, el SVC se va a comportar como una impedancia capacitiva cuando la tensión esté por debajo del valor de referencia, generará reactiva y el ángulo de disparo (α) será cercano a

52

180°. Por el contrario, si la tensión está por encima de su valor de referencia, consumirá reactiva y presentará ángulos de disparo (α) cercanos a 90°. Este comportamiento se resume en la siguiente tabla. Tensión mayor a la referencia

Tensión menor a la referencia

Admitancia

Inductiva

Capacitiva

Potencia reactiva

Consume

Genera

Ángulo de disparo (α)

90<α<135

135<α<180

Tabla 9. Comportamiento de un SVC

Entre los detalles técnicos de los SVCs reales podemos destacar: -

Normalmente se instalan n condensadores fijos conectados a la red a través de un interruptor que los conecta o desconecta dependiendo de la necesidad del sistema. El valor de la inductancia máxima es igual o ligeramente superior al valor de cada uno de los condensadores instalados. Si se encuentra fuera de sus límites se comportará como una reactancia constante. Los condensadores se conectan de forma de escalones discretos, mientras que la reactancia tiene un control continuo. El valor de la inductancia suele ser pequeño por lo que la generación de armónicos también es pequeña. Es necesario la instalación de al menos un filtro para evitar los armónicos. Su representación gráfica es la siguiente.

Figura 50. Representación de un SVC real Fuente: (Rouco, 2016)

53

4.2.1.1.2. Static Synchronous Compensator (STATCOM) El STATCOM es un dispositivo FACTS de segunda generación que al igual que el SVC se conecta en paralelo con el circuito. Es de segunda generación porque utiliza la tecnología VSC (Voltage Source Converter) que está basada en IGBTs. Su interacción con la red, si se encuentra dentro de sus límites, es igual a la del SVC. Por lo que, si la tensión es menor que la referencia generara potencia reactiva, mientras que si la tensión es mayor consumirá la potencia reactiva. Sin embargo, su funcionamiento es distinto porque mientras el SVC es una reactancia variable el STATCOM se comporta como una fuente de intensidad variable.

Figura 51. Representación de un STATCOM. Fuente: (Rouco, 2016)

La tecnología VSC, que se explicará en profundidad en el apartado 5.3. HVDC-VSC de esta memoria, permite generar una fuente de tensión con un módulo y ángulo configurable. Por tanto, conociendo la resistencia y la inductancia del cable utilizado para conectar el VSC al nudo y conociendo la tensión se conoce la potencia activa (P) y reactiva (Q) que se necesita inyectar para mantener la consigna de tensión. Como el VSC permite modificar el valor del módulo y ángulo de la tensión también permite configurar con ellos la potencia activa (P) y reactiva (Q) inyectadas. Su modo habitual de control es consumir de la red la potencia activa (P) necesaria para hacer frente a sus pérdidas, mientras que genera o consume la reactiva necesaria para mantener el valor de tensión de referencia. La forma que utiliza el STATCOM para consumir sólo la potencia activa causada por sus pérdidas es mediante la medida de tensión del condensador de su etapa continua. Si la tensión del condensador varía significa que se está almacenando o extrayendo potencia mientras que si se mantiene la tensión constante significa que no hay movimientos de energía.

54

Figura 52. Representación de un STATCOM de General Electric

4.2.1.2. FACTS en serie Su principal objetivo es el control del flujo de carga por las líneas. Los dos tipos existentes son el TCSC y el SSSC.

4.2.1.2.1. Thyristor Controlled Series Capacitor (TCSC) Esta tecnología está basada en el uso de tiristores y pertenece al grupo de FACTS que se colocan en serie con la línea. Por lo general, las líneas son inductivas y el valor de esta inductancia es lo que determina la potencia que se puede transmitir por ella. Un TCSC consiste en la instalación de un valor capacitivo variable en serie con la línea lo que permite variar la impedancia de la línea y por tanto la potencia transportada. La siguiente figura muestra su esquema.

Figura 53. Esquema de un sistema TCSC. Fuente: (Rouco, 2016)

55

El esquema de funcionamiento del TCSC consiste en un condensador en serie y una inductancia variable en paralelo a la línea. Por tanto, la impedancia equivalente del sistema será: =− ∗

� −

�

Ecuación 2. Impedancia equivalente de un TCSC

Donde, -

� es la velocidad angular de la red en rad/s. es el valor del condensador en faradios. L es el valor de la inductancia variable que dependerá del ángulo de disparo

.

Del estudio de la ecuación se puede destacar estos puntos: -

Si la inductancia variable (L) es pequeña, la impedancia equivalente (Zeq) será inductiva. Por el contrario si la inductancia variable (L) es grande, la impedancia equivalente (Zeq) será capacitiva. Existe resonancia si el valor de la impedancia del condensador coincide con el valor de la inductancia. Se debe evitar este punto porque genera numerosos problemas. � =

�

Ecuación 3. Resonancia de un TCSC

-

-

Se puede realizar un control continuo de la impedancia del TCSC y por tanto de la impedancia de la línea. Debido a que las líneas tienen un valor predominantemente inductivo, se suele operar este sistema utilizando un valor de impedancia capacitivo y en pocas ocasiones se utilizará un valor inductivo. La característica del sistema TCSC es:

56

Figura 54. Característica del TCSC. La zona de resonancia se ha señalado en azul

4.2.1.2.2. Static Synchronous Series Compensator (SSSC) Se trata de un FACTS en serie de segunda generación debido a que se conecta en serie con la línea y a que está basado en el uso de IGBTs. Su funcionamiento se basa en la colocación de un VSC (Voltage Source Converter) en serie con la línea. La tecnología VSC permite generar una tensión en la que se puede configurar tanto la amplitud como el ángulo. Por tanto, es posible generar una tensión capacitiva que sea paralela pero en sentido opuesto a la tensión de la línea. De esta forma se modifica el ángulo entre los dos nudos interconectados por la línea y, por tanto, se modifica también la potencia intercambiada entre ellos. A continuación se representa dos nudos (S y r) que se conectan a través de una línea por la que discurre una corriente (I) y por la que intercambian una potencia (P). En esta línea se ha añadido un VSC que genera una tensión (q).

Figura 55. Esquema de colocación de un SSSC. Fuente: (Rouco, 2016)

Si representamos el diagrama de fasores del conjunto anterior se obtiene el siguiente diagrama.

57

Figura 56. Diagrama de fasores de un sistema con SSSC. Fuente: (Rouco, 2016)

Se aprecia en el diagrama de fasores como se ha modifi ado el á gulo δ entre los nudos (S y r) utilizando la tensión del VSC (q). Por lo que, de acuerdo con las leyes de la transmisión en AC, al modificar el ángulo también se modifica la potencia intercambiada. Además, en un sistema SSSC, Vq se orienta de manera totalmente perpendicular a la corriente para no provocar pérdidas de potencia activa (P).

4.2.1.3 FACTS mixto Este tipo de FACTS se conecta tanto en serie como en paralelo y solo existe un tipo de dispositivo (UPFC).

4.2.1.3.1 Unified Power Flow Controller (UPFC) Es la única clase de FACTS mixto que existe y está incluido dentro de los FACTS de segunda generación debido a que está basado en la tecnología IGBT. El sistema UPFC tiene la peculiaridad de poder controlar la potencia transmitida por una línea al mismo tiempo que hace un control de tensión en un nudo. Está basado en la utilización de un SSSC y un STATCOM que se unen a través de una línea en corriente continua. A diferencia de los sistemas SSSC y STATCOM que sólo generaban y consumían potencia reactiva (Q), este FACTS mixto permite absorber potencia activa (P) en uno de los puntos para inyectarla en el otro.

Figura 57. Representación esquemática de un UPFC. Fuente: (Rouco, 2016)

58

4.2.2. Instalación de una subestación AC intermedia (Energy, s.f.) Esta solución propone instalar una subestación offshore adicional a mitad de recorrido entre el parque eólico y la subestación en tierra con el objetivo de compensar potencia reactiva. Se ha observado en la sección 4.1. Análisis de la transmisión AC de esta memoria como para líneas largas submarinas hay numerosos problemas con la potencia reactiva, siendo el punto medio de la transmisión el más afectado. Por tanto, con esta idea se trata de compensar reactiva en este punto para hacer factible la conexión. Este método no está actualmente en funcionamiento, pero Dong Energy está construyendo el primer enlace para la integración de un parque eólico empleando esta idea. Para el parque eólico Hornsea One de 1.2GW de potencia activa y situado a 120 kilómetros de la costa se van a construir tres plataformas colectoras offshore y de ahí se elevará la tensión para el transporte y se enviará a tierra. Sin embargo, a mitad del recorrido se está construyendo otra plataforma offshore cuyo único objetivo es la compensación de reactiva para mantener todos los parámetros del cable dentro de su rango.

4.2.3. Transmisión a baja frecuencia Aunque alguna vez se ha planteado esta idea, nunca se ha realizado ni está en fase de construcción en ninguna conexión en el mundo. La idea principal es reducir la frecuencia al mínimo (en torno a 2Hz) de manera que el efecto capacitivo sobre la línea se minimiza. Sin embargo, para convertir la frecuencia sería necesario estaciones conversoras similares a las que se instalan en las conexiones HVDC, lo que supone un gran coste. Por tanto, una vez que son necesarias estas estaciones, se prefiere utilizar corriente continua en lugar de alterna a baja frecuencia porque se tiene más experiencia con este sistema y porque se eliminan por completo los efectos capacitivos e inductivos.

59

Capítulo 5 – Transmisión en HVDC (High Voltage Direct Current) (Rouco, 2016) La transmisión y distribución de energía en corriente continua perdió la batalla frente a la corriente alterna en el siglo XIX debido a que no se podía transformar su tensión e intensidad como sí ocurre con la alterna. Debido a este efecto, sus grandes pérdidas la hacían inviable para el transporte de energía eléctrica. Pero, la llegada de la electrónica de potencia ha supuesto una nueva oportunidad para la transmisión en Alta Tensión en Corriente Continua (HVDC, por sus siglas en inglés). Esta nueva electrónica permite la transformación entre energía alterna y continua permitiendo también la transformación entre distintos valores de tensión de energía continua. Este nuevo paradigma permite el uso de las ventajas de la transmisión de energía continua de las cuales se pueden destacar: 







La corriente continua no tiene efectos capacitivos ni inductivos por lo que no presenta problemas con la energía reactiva (Q) que son muy comunes en los sistemas de transporte AC y que generan problemas de tensión. La capacidad de transporte en las líneas DC no se ve afectada por la distancia de la línea mientras que en los sistemas en AC la capacidad es inversamente proporcional a la longitud de la misma. Permite la conexión de dos áreas con diferentes frecuencias mientras que en los sistemas AC para poder conectarse deben tener la misma frecuencia y estar sincronizados. Los sistemas DC tienen menores pérdidas en la línea y precisan de secciones más pequeñas de cable para la misma potencia debido a que no presentan efecto pelicular (también llamado efecto skin). Este efecto produce que en la corriente alterna los electrones fluyan principalmente por la superficie del cable, mientras que en DC los electrones de distribuyen por igual por todo el volumen del cable. La siguiente Figura muestra una línea en DC y otra en AC para el transporte de 3000MW.

Figura 58. Comparación de una línea DC y AC para 3000MW. Fuente: (Rouco, 2016)



Las estaciones de conversión participan activamente en el control de la potencia transmitida por la línea.

60

 

Los sistemas DC utilizan dos cables frente a los sistemas AC que utilizan tres lo que genera un ahorro de material. La corriente continua genera un menor efecto corona que la corriente alterna. El efecto corona causa la ionización del fluido cercano a un cable cargado.

No obstante, HVDC también presenta ciertos inconvenientes de los que se puede destacar:      

Sistema con un precio mucho más elevado debido a que las estaciones de conversión presentan un alto coste. Existen pérdidas en las estaciones de conversión. Existen dudas sobre la confianza y la seguridad de las técnicas de transmisión en DC. Los sistemas en AC son más robustos y tienen menores incidencias. Se trata de una tecnología nueva que todavía está en desarrollo mientras que se tiene una amplia experiencia sobre las redes AC. Las estaciones de conversión generan armónicos. La integración de líneas de HVDC en los sistemas donde predomina el HVAC hace más complejo su control. HVDC

HVAC

Coste

Muy Elevado

Bajo

Control del flujo por las líneas

Control total

Depende de las leyes de Kirchhoff

Distancias largas

No genera problemas

La distancia limita la potencia transmitida por la línea

Potencia Reactiva

No

Ocasiona problemas de tensiones en los nudos

Conexiones entre dos sistemas

Pueden ser asíncronas y con distintas frecuencias

Tienen que ser síncronas y tener la misma frecuencia

Cables necesarios

2

3

Efecto pelicular

No

Si

Efecto Corona

Menor

Mayor

Perdidas en la línea

Menores

Mayores

Perdidas en la estación de conversión

Altas

Ninguna

Armónicos

Genera armónicos

No genera armónicos

Tabla 10. Comparativa entre HVDC y HVAC

Dentro del HVDC existen dos tecnologías que permiten la conversión AC/DC y viceversa, son HVDC-LCC (HVDC tradicional) y HVDC-VSC (más moderno). En las siguientes secciones se explica cada una de estas tecnologías y se busca cual es la más adecuada para la integración de parques eólicos offshore.

61

5.1. HVDC-LCC (High Voltage Direct Current-Line Commutated Converter) (Rouco, 2016) HVDC-LCC fue la primera tecnología que se desarrolló para el transporte de energía continua. Se basa en el uso de tiristores que son regulados mediante un ángulo de disparo (α). Debido a sus características, el tiristor puede ser encendido al poner una corriente en su compuerta, pero no puede ser apagado utilizando la misma compuerta. El momento de encendido del tiristor, por tanto, el momento en el que se hace circular una corriente por su compuerta se define mediante el ángulo de disparo (α . Para desconectarlo se necesita aplicar una tensión negativa al tiristor, por lo que se necesita de un elemento externo que lo desconecte. Es por ello que esta tecnología requiere de red eléctrica en ambos conversores.

Figura 59. Representación esquemática del conversor LCC. Fuente: (Rouco, 2016)

La tensión del lado DC (Vd) depende del ángulo α a razón de: =

√ �

Ecuación 4. Tensión DC en función de α para el HVDC-LCC

Por tanto, la tensión va a ser máxima en el cable DC cunado α sea ero, será ula cunado α sea π/2 y será inversa cunado α sea π. Esta conclusión se resume en la siguiente tabla. α 0 � π

Tensión de DC (Vd) Máximo ~ + . 0

Mínimo ~ − .

Tabla 11. Valores Vd para diferentes α

62

A continuación se presenta el ejemplo de un sistema trifásico conectado a un conversor LCC.

Figura 60. Ejemplo de representación de tensiones en un conversor LCC. Fuente: (Rouco, 2016)

En el punto (**) T1 está preparado para disparar porque VT=Vac >0. No obstante, se puede retrasar

grados el disparo de T1 modificando la tensión en el lado DC (Vd). Al

disparar T1 el tiristor T5 se apaga porque tiene una tensión negativa. El esquema completo de HVDC-LCC se representa en la siguiente figura:

Figura 61. Representación y ecuaciones reseñables del sistema HVDC-LCC. Fuente: (Rouco, 2016)

Se pueden destacar las siguientes características de este sistema: -

Se necesita red eléctrica en ambos lados. Ambas estaciones de conversión consumen potencia reactiva (Q) y su valor es proporcional al seno de α. Por tanto, se necesita compensación de reactiva en ambos extremos.

63

-

La potencia en una estación debe ser aproximadamente igual pero de signo contrario a la de la otra estación ~− Se necesitan filtros en ambos extremos debido a los armónicos de la corriente. La corriente de la línea continua va a depender de la diferencia de tensión entre ambas estaciones de forma: +

=

�

Ecuación 5. Intensidad por el cable de HVDC

-

Para que los tiristores funcionen correctamente la intensidad sólo puede circular en

-

una dirección (en la Figura 10 Id>0). Si se quiere variar el sentido de la potencia será necesario modificar el sentido de la tensión en las estaciones conversoras, pero no el de la corriente. La respuesta temporal de la corriente por la línea es lenta debido a la inductancia y a que los cambios en el ángulo de disparo (α) no afectan al sistema de manera instantánea. La estación que introduce potencia se la conoce como Estación Rectificadora (Pi>0),

-

mientras que la que recibe la potencia se la llama Estación Inversora(Pi<0)

5.1.1. Control del sistema HVDC-LCC La estrategia de control en este sistema consiste en transmitir la potencia deseada minimizando el consumo de potencia reactiva por parte de las estaciones conversoras. La potencia reactiva (Q) consumida es proporcional al seno del ángulo de disparo (α) de esa estación. Por tanto, se fija en una de ellas un ángulo cercano a 0°, mientras que en la otra se busca un ángulo cercano a π. La estrategia de control se basa en tres pasos: -

Se trata de minimizar el consumo de reactiva en ambas estaciones.

-

Se fija α2 constante por lo que Vd2 se mantiene constante.

-

Variando α1 se varía la corriente por la línea (Id) como muestra la Ecuación 1 y con ella la potencia transmitida.

La siguiente tabla resume los dos modos de funcionamiento básicos basándonos en las direcciones representadas en la Figura 61. Vd1

Vd2

>0

<0

>0

>0

>0

<0

<0

>0

>0

>0

<0

>0

�

<

<

�

<

�

<�

�

<

<

�

<�

<

�

Estación 1

Estación 2

Rectificador

Inversor

Inversor

Rectificador

Tabla 12. Configuración de los ángulos de disparo para los dos posibles sentidos de la potencia.

64

5.2. HVDC-VSC (High Voltage Direct Current-Voltage Source Converter) (Rouco, 2016) HVDC-VCC ha sido la segunda tecnología desarrollada para la conversión de la energía alterna en continua y viceversa. Está basado en el uso de IGBT que, a partir de una tensión continua, permiten generar escalones de tensión que se asemejan a una onda senoidal. Su unidad básica es el inversor de medio puente cuya representación esquemática se muestra en la siguiente figura.

Figura 62. Representación de un inversor de medio puente. Fuente: (Rouco, 2016)

La tensión del lado AC es impuesta por los IGBTs y la tensión del lado DC. Una posible salida para este inversor de medio puente sería.

Figura 63. Posible representación del lado AC del inversor de medio puente. Fuente: (Rouco, 2016)

65

El sistema HVDC-VSC está basado en inversores de medio puente colocados en serie por dos razones principales: -

Generar unos escalones lo más similares posibles a una onda sinusoidal. A mayor número, mayor será la resolución y habrá menos armónicos. Los IGBTs soportan como máximo 6kV cada uno, valor muy alejado de las tensiones a las que se realiza el transporte de electricidad. Por tanto, se deben colocar varios en serie hasta alcanzar la tensión deseada.

La colocación de dos IGBTs en serie por cada fase se representaría de la siguiente manera:

Figura 64. Representación de un VSC con IGBTs en paralelo. Fuente: (Rouco, 2016)

Por consiguiente, con un VSC se puede generar una onda de tensión en la que se puede configurar su módulo y su ángulo. Si se conecta el VSC a un nudo de la red a través de un cable, que tendrá una resistencia y una inductancia conocidas, se puede determinar la potencia activa y reactiva inyectada en el nudo.

66

Figura 65. Representación esquemática de un VSC. Fuente: (Rouco, 2016)

La potencia activa y reactiva inyectada en el nudo será igual a: +

=

�

∗

�

∗ sin � +

�

−

�

�

∗ cos �

Ecuación 6. Potencia generada por un VSC.

Donde sí δ es pequeño se puede aproximar de la siguiente forma: +

~

�

∗

�

δ+

�

−

�

�

Ecuación 7. Aproximación de la potencia generada por un VSC.

En el sistema completo se instalarán dos VSC en los nudos de las dos redes que se quieren comunicar y se conectarán las dos redes a través de una línea de corriente continua. A continuación se muestra su representación gráfica.

Figura 66. Sistema HVDC-VSC. Fuente: (Rouco, 2016)

67

De este sistema se debe destacar que:

-

δ o trola la pote ia a tiva P . Vc controla la potencia reactiva (Q). Se puede generar o consumir potencia reactiva dependiendo de las necesidades de la red y se puede controlar de manera independiente en las dos estaciones. Idealmente, el control de la potencia reactiva (Q) en los lados AC de las estaciones no

-

afecta a la tensión de la línea continua (Vdc) No se necesita red en los lados AC de las estaciones conversoras. Al igual que en HVDC-LCC, la estación que introduce potencia se la conoce como

-

Estación Rectificadora (Pi>0), mientras que la que recibe la potencia se la llama -

Estación Inversora(Pi<0) Las estaciones VSC pueden conectarse a varios puntos de un sistema AC a través de varios terminales.

Figura 67. Sistema HVDC-VSC multiterminal. Fuente: (Rouco, 2016)

5.2.1. Control del sistema HVDC-VSC En el control del sistema ambas estaciones participan con diferentes funciones. -

La estación inversora controla habitualmente la tensión de la línea DC (Vdc) La estación rectificadora controla la potencia activa (P) transmitida. Cada una controla la potencia reactiva (Q) generada o consumida en sus respectivos nudos AC de manera independiente.

5.2.2. Encuesta del sector (Promotion, 2017) La tecnología HVDC-VSC es muy novedosa y no está del todo definida, por lo que es importante conocer la opinión de los expertos para conocer su futuro y sus retos. Dentro del marco del proyecto europeo Promotion se hizo una encuesta entre gente especializada, principalmente de la industria y de ámbitos académicos, sobre la transmisión de energía eléctrica utilizando corriente continua (HVDC-VSC). En esta encuesta se les pedía a trabajadores de distintos sectores que valorasen del 1 al 5 distintos aspectos relativos al HVDC,

68

siendo 1 poco relevante y 5 muy relevante. De aquí se han podido extraer algunos datos interesantes como los principales retos que identifica el personal de la industria y el académico, así como los puntos en los que están más en desacuerdo. En este primer grafico se señalan los aspectos que son más y menos importantes para la industria.

Industria 5,0 4,5

4,6

4,6

4,4

4,4

4,0 3,5 3,0 2,5

2,4

2,3

2,3

2,1

2,0 1,5 1,0 0,5 0,0

Figura 68. Aspectos más y menos importantes para la industria. Fuente: Elaboración propia a partir de los datos de la encuesta del proyecto Promotion.

La industria identifica el sistema de control, el VSC, el coste y el calendario como los principales retos a superar en proyectos de conexiones HVDC. Sin embargo, no consideran importantes las emisiones electromagnéticas, el rectificador de diodos, los seguros y el conflicto de intereses con otros sectores. Se observa como claramente el sector de la industria se inclina a afirmar que los mayores retos están en los aspectos técnicos y puede que esté relacionado con lo que ellos tienen un mayor contacto. Por su parte los académicos señalan los mayores retos en la seguridad, el mantenerse en el calendario, malas condiciones climatológicas y el VSC, mientras que los menores problemas los encuentran en el uso de aguas internacionales, el impacto en otros sectores y la mejora de la calidad de potencia. Estos aspectos se muestran en la siguiente figura.

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Academia&Consulting 5,0 4,5

4,7

4,5

4,5

4,5

4,0 3,5 3,0 2,5 2 2,0

2

2 1,7

1,5 1,0 0,5 0,0

Figura 69. Aspectos más y menos importantes para los académicos. Fuente: Elaboración propia a partir de los datos de la encuesta del proyecto Promotion.

Ambos sectores coinciden en señalar el sistema VSC y mantener las fechas de entrega como uno de los retos más importantes. Esto se debe a que es dónde más problemas se originan y lo que les causa a las compañías mayores penalizaciones por no cumplir con el contrato. A modo de ejemplo, de los seis enlaces HVDC para la integración de parques eólicos offshore que se han completado, todos ellos sufrieron retrasos. El último gráfico que se ha extraído de la encuesta ha sido los puntos de mayor discordancia entre ambos sectores.

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5,0 4,4

4,5 4,0 4,0

4,3

4,3

4,3

4,1 3,6

3,6

3,5

2,5

3,0

3,0

3,0

2,7 Industry

2,3 2,0

2,0

3,0

2,9

3,0

2,0 1,7

Academia & Consulting

1,5 1,0 0,5 0,0

Figura 70. Puntos de mayor discordancia entre la industria y el sector académico. Fuente: Elaboración propia a partir de los datos de la encuesta del proyecto Promotion.

La oposición pública es el aspecto en el que más discrepan ambos sectores, mientras la industria lo ve relevante los académicos no lo marcan como algo de especial consideración. Pero hay más aspectos en los que disienten como es el impacto medioambiental, el uso de aguas internacionales o la reducción del coste.

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5.3. Comparativa entre el sistema HVDC-LCC y HVDC-VSC Las diferencias remarcables entre ambos sistemas son: -

-

Hay un mayor desarrollo y una mayor experiencia en la tecnología HVDC-LCC que en la HVDC-VSC Las estaciones conversoras del HVDC-LCC son fuentes de tensión con control en la corriente por lo que son vistas como fuentes de corriente. Esta es la razón de que necesiten red (necesitan generación eléctrica). El HVDC-LCC consume potencia reactiva en sus dos estaciones conversoras. La tecnología HVDC-LCC requiere de compensación de reactiva y filtros de armónicos en los nudos AC donde estén conectadas las estaciones. En el sistema HVDC-VSC la corriente es normalmente controlada por el VSC para el control de la potencia activa (P) y reactiva (Q). El HVDC-VSC permite controlar la potencia activa (P) y la reactiva (Q) de manera independiente. El sistema HVDC-VSC puede alimentar nudos sin red (nudos que no poseen generación). HVDC-LCC

HVDC-VSC

Desarrollo

Amplio desarrollo y experiencia

Más novedoso y menor experiencia

Estrategia de control de las estaciones conversoras

Control de corriente

Control de tensión

Potencia Reactiva (Q)

Siempre consume

Genera o consume

Armónicos

Necesarios filtros

No se necesitan filtros

Control de la potencia activa (P) y reactiva (Q)

La potencia reactiva (Q) consumida está marcada por la activa (P) transmitida

Se tiene un control independiente

Red (Generación)

Necesaria

No necesaria

Tabla 13. Comparativa entre el sistema HVDC- LCC y HVDC-VSC

Aunque los dos métodos permiten la transmisión de potencia utilizando corriente continua las diferencias entre ellos son considerables. La principal distinción y la que más afecta a la integración de parques eólicos offshore es la necesidad de red por parte de la tecnología HVDC-LCC (transmisión en continua convencional). Si el parque eólico se encuentra en funcionamiento existiría red por lo que esta tecnología funcionaría. Sin embargo, si los aerogeneradores no se encuentran en movimiento no existiría red y por tanto la estación conversora offshore no funcionaría. Al no funcionar la estación marina no se podría enviar desde tierra la energía necesaria para energizar las máquinas y por tanto los aerogeneradores no tendrían la energía necesaria para empezar a funcionar.

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Además, el VSC permite un férreo control de tensión lo que facilita el control del enlace y favorece que en los puntos de conexión de cada máquina la tensión se encuentre dentro de sus límites. Por todo ello se concluye que, de los dos sistemas existentes el único que permite su utilización para la conexión de parques eólicos offshore es la tecnología HVDC-VSC.

73

Capítulo 6 – Integración de un parque eólico offshore utilizando HVDC Cuando los parques eólicos se encuentran lejos de la costa se recomienda utilizar corriente continua para trasladar la potencia a tierra de manera que así se evitan los problemas que genera la corriente alterna por el alto valor capacitivo. Sin embargo, el uso de corriente continua exige de la instalación de una serie de componentes y de elementos.

6.1. Elementos de la conexión HVDC Para la integración de un parque eólico offshore utilizando DC es necesaria la construcción de una línea de transmisión la cual se puede dividir en los siguientes elementos: -

Estación conversora onshore. Cable HVDC onshore (Onshore export cable). Cable HVDC offshore (Offshore export cable). Estación conversora offshore. Subestación AC colectora.

Figura 71. Esquema de los elementos de una conexión HVDC offshore. Fuente: Alstom

Otros elementos que quedan fuera del sistema de transmisión pero que también son importantes por su influencia sobre el mismo son: -

Subestación AC onshore (habitualmente propiedad del TSO). Array cables. Turbinas eólicas.

En los siguientes apartados se va a definir cada uno de los elementos que participan en la conexión de un parque offshore. Además, se puede consultar el plano unifilar de la instalación en el Anexo 1.

6.1.1. Estación Conversora Onshore Se trata de la estación de conversión AC/DC instalada en tierra y que se encuentra conectada por un lado con la subestación AC (típicamente perteneciente al TSO) y por el otro se conecta con el cable DC encargado de exportar la energía del parque. Utiliza la tecnología VSC porque

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actualmente es el único método compatible con las turbinas eólicas. La estación onshore está conformada a su vez por los siguientes elementos: -

-

-

-

-

Subestación AC: Subestación para reducir o elevar la tensión desde el valor nominal de la red de transporte hasta el valor apropiado de trabajo de los IGBTs para la tensión DC del cable de continua. La subestación tiene los modulos habituales de cualquier subestación (transformadores, seccionadores, interruptores, descargadores de sobretensiones, puestas a tierra… IGBTs: Componente electrónico que transforma la corriente alterna en continua y viceversa (se puede encontrar más información sobre su funcionamiento en la sección 5.2. HVDC-VSC). A diferencia de la subestación AC que se encuentra en el exterior, los IGBTs no pueden estar a la intemperie por lo que se encierran en naves industriales. La máxima tensión que soportan es en torno a 6kV, por lo que se colocan en serie. De esta manera se consiguen alcanzar tensiones aceptables para el transporte de energía. Hasta ahora, su intensidad nominal rondaba los 1600 amperios, sin embargo, los nuevos diseños de Siemens y ABB alcanzan hasta 1875 amperios. Interruptor DC: Está formado también por IGBTs y se encuentra dentro del cerramiento. Es un sistema complejo que descarga la línea en caso de producirse un cortocircuito en la zona DC. Filtros: Teóricamente no son necesarios, pero en la práctica sí que lo son en la mayoría de las ocasiones. Es muy difícil estimar con antelación a la conexión los armónicos que se van a generar debido a que dependen de las características constructivas de la conexión, así como de otros sistemas de electrónica de potencia que se conecten en el mismo nudo o en nudos cercanos. Se instalan entre los transformadores y los IGBTs. Bobinas: Es necesario la instalación de bobinas en dos puntos: o En la parte AC junto a los IGBTs. La razón se explica en el apartado 5.2. HVDCVSC. o En el cable DC para reducir los armónicos de alta frecuencia.

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Figura 72. Shoreham HVDC Light converter station overview. Shoreham, NY, USA. Fuente: ABB.

Figura 73. Interior de una estación conversora de HVDC-VSC. Fuente: ABB.

6.1.2. Cable Onshore Cable de corriente continua que discurre por tierra y que se conecta a la estación conversora onshore. Por lo general, se entierra en el suelo a un metro de profundidad, pero podría discurrir como una línea superficial si se desean reducir los costes. El aislante más utilizado para conexiones VSC es el XLPE debido a su precio más económico.

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Los principales fabricantes de cables DC son ABB, Prysmian y Nexans.

Figura 74. Instalación del cable DC onshore. Fuente: ABB

6.1.3. Cable Offshore Cable encargado de exportar la energía generada por el parque eólico y que discurre por el lecho marino. Conecta la estación conversora offshore con tierra firme, por lo que debe estar preparado para soportar las condiciones marinas. Para su instalación es de vital importancia un buen reconocimiento del fondo marino de manera que se elija un recorrido que evite los accidentes geográficos submarinos y las zonas de presencia de flora y fauna marinas. Una vez que se ha trazado el camino a seguir, se monta una gran bobina con cable en un barco y se va lanzando al mar. Cuando el cable se ha hundido, se utiliza un robot submarino para, utilizando agua a presión, enterrar el cable en el lecho marino a una profundidad cercana al metro. En la actualidad, la tensión máxima disponible de cables submarinos es de 320kV, lo que limita en gran medida la potencia capaz de transmitir cada enlace. Se está estudiando cables con tensiones superiores, pero todavía no tienen las certificaciones apropiadas para su utilización. Al igual que para los cables onshore, los principales fabricantes de cables DC son ABB, Prysmian y Nexans.

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Figura 75. Representación del barco utilizado por ABB para la instalación del cable offshore. Fuente: ABB

6.1.4. Estación conversora offshore Transforma la corriente alterna generada por los aerogeneradores en corriente continua que es enviada a tierra. Por tanto, conecta la subestación AC offshore con el cable DC. Se encuentra sobre una plataforma que se encuentra apoyada en el fondo marino y que la eleva para protegerla de los efectos del agua. Esta plataforma está formada por varios elementos: -

Jacket: Vigas de acero que se clavan en el fondo del mar y que se elevan hasta varios metros sobre el nivel del agua. Actúan como la cimentación de la plataforma. Topside: Parte superior que se asienta sobre el jacket y en cuyo interior se instalan los componentes de la estación conversora.

Figura 76. Plataforma offshore Buzzard donde se señala el topside y el jacket. Fuente:subctest.com

El conjunto formado por la estación conversora y la plataforma es lo más costoso de todo el proyecto debido a la necesidad de construir la estación sobre el mar y por tanto, donde se

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concentran los mayores esfuerzos en la reducción de costes. La estación es similar a la onshore, sin embargo se introducen algunos cambios con el objetivo de reducir el volumen ocupado y así reducir el tamaño de la plataforma. Las modificaciones efectuadas son: -

Subestación GIS, en lugar de al aire como en la estación onshore. No se incluye interruptor DC, por tanto, la apertura de la línea se hará siempre desde la estación en tierra. Diseño más compacto.

6.1.5. Subestación AC colectora Subestación AC que se encuentra sobre el mar en una plataforma, al igual que la estación conversora, y que eleva la tensión desde los valores de producción de los aerogeneradores (33 ó 66KV), hasta los valores de transporte. Se encuentra entre los array a les y la estación conversora offshore. La plataforma sobre la que se encuentra está constituida de las mismas partes que la plataforma de la estación conversora (topside y jacket) aunque sus dimensiones son menores. Para proyectos futuros, algunos fabricantes proponen integrar la subestación AC colectora y la estación conversora offshore en un único elemento de manera que se reduzcan los costes.

Figura 77. Subestación AC del parque de Walney. Fuente: 4C offshore

6.2. Otros elementos de la conexión HVDC Además de los explicados anteriormente, existen otros elementos que quedan fuera de la transmisión pero que es importante conocer:

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-

-

-

Subestación onshore: Subestación perteneciente al TSO del país y donde se evacúa la potencia generada por el parque eólico. Por tanto, los cálculos de evacuación de potencia deben ser referidos a este punto. Además, es el punto de aplicación de los requerimientos de red que afecta principalmente a las tensiones admisibles, los armónicos y la contribución ante una falta. Array cables: También conocidos como cables array, son los cables que discurren por el parque eólico y que conectan las turbinas eólicas entre sí y con la subestación colectora offshore. Su función es recoger la potencia generada por cada turbina y llevarla hasta la subestación colectora. La tensión en estos cables es muy variable debido a los diferentes estados de producción de las turbinas eólicas (desde paradas hasta producción nominal) por lo que es importante un buen diseño para mantener siempre la tensión dentro del ±10%. Con tensiones fuera de este rango los generadores eólicos dispararían. Turbina eólica: Para más información sobre las turbinas eólicas diríjase a la Parte 2 – Aerogeneradores de este documento.

6.3. Sistemas de HVDC-VSC disponibles en el mercado Los principales fabricantes de enlaces HVDC-VSC son ABB, Siemens y GE-Alstom.

6.3.1. ABB-HVDC Light (Systems, 2013) (Tennet, s.f.) El sistema HVDC Light es el sistema de transmisión de continua basado en VSC desarrollado por ABB. En 1997 desarrollaron su proyecto piloto HÄLLSJÖN utilizando esta nueva tecnología. Se trató de una línea de 10Km entre Hällsjön y Grängesberg que poseía una capacidad de 3MW. En 1999 desarrollaron el proyecto Gotland, fue el primero en que se usaba el HVDC Light para conectar un parque eólico a la red a través de un cable subterráneo. A parte de su aplicación para cables subterráneos y la conexión de parques eólicos se utiliza para abastecer de electricidad a plataformas petrolíferas offshore, para conectar sistemas asíncronos y para alimentar grandes núcleos urbanos. De este sistema sobresale: -

-

-

-

A diferencia del HVDC-LCC puede operar a baja potencia o incluso cero. Se puede revertir fácilmente la dirección de transferencia de potencia sin tener que hacer cambios en los controles, en los filtros de armónicos o en la configuración del circuito. Si es necesario se podría revertir la potencia en milisegundos. Ayuda a la estabilidad del sistema controlando la potencia activa (P) y reactiva (Q) al mismo tiempo y de manera desacoplada. Permite una rápida restauración después de un blackout. Se comprobó en el 2003 durante el blackout del Noreste de Estados Unidos donde la interconexión entre Connecticut y Long Island redujo significativamente el tiempo de restauración del sistema. Permite la operación en isla. Los dos cables necesarios para la trasferencia de potencia se instalan cercanos de manera que al llevar corrientes de dirección opuesta se cancelan sus campos magnéticos. El campo magnético residual es extremadamente bajo. Bajo impacto medioambiental debido a que, normalmente, los cables son subterráneos y a que las estaciones de conversión están en un edifico cerrado.

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-

Rápida instalación debido a que los componentes tiene diseños modulares.

En relación con la integración de la energía eólica offshore en la red, ha participado en importantes proyectos como BorWin1 y DolWin 1 y 2 en Alemania. Ha desarrollado un total de tres enlaces en continua para la conexión de parques eólicos del total de nueve que existen en el mundo a día de hoy (todos ellos en Alemania). El plazo medio de realización de sus proyectos está en torno a los 5 o 6 años salvo en el caso de BorWin1 que acumuló multitud de retrasos hasta acumular un tiempo de ejecución total del proyecto de 8 años.

Figura 78. Plataforma Dolwin2 desarrollada por ABB. Fuente:Tennet

Debido a todos los problemas de retrasos y sobrecostes que han experimentado, ABB ya no realiza proyectos completos de integración de parques eólicos offshore a la red. Actualmente, ABB se encarga del equipo eléctrico de las dos estaciones conversoras y de la subcontratación de los trabajos civiles de la estación onshore. De esta forma, el promotor de la conexión deberá encargarse de firmar contratos separados para el diseño, construcción e instalación del cable de HVDC y de la plataforma offshore. Aun así, ABB asegura que colaborará estrechamente con estas empresas subcontratadas y de manera especial con la constructora de la plataforma offshore para transmitirle su experiencia con el fin de llegar a la mejor disposición y más compacta. Para la siguiente generación de plataformas ABB asegura que ha conseguido reducir en un gran porcentaje el volumen del topside de la plataforma offshore. Esto lo ha logrado con una mejor disposición, un diseño más compacto y eliminado las habitaciones destinadas a la acogida de trabajadores. Además, para los siguientes proyectos ABB propone elevar la tensión de los arra a les hasta los 66kV de manera que no sea necesario instalar plataformas colectoras AC, si no que se podría integrar todo en la plataforma conversora de HVDC. El resultado de esta nueva configuración sería unos menores costes totales del proyecto de conexión eléctrica.

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Otro dato importante en proyectos de estas características es el tiempo que el enlace puede estar en servicio, esto se conoce también como disponibilidad. La disponibilidad de los enlaces de ABB está en torno al 98,5%.

6.3.2. Siemens-HVDC Plus (Siemens, s.f.) HVDC Plus es el nombre comercial que Siemens le ha dado a su tecnología HVDC-VSC. Su primer sistema fue la línea entre Pittsburg (California) y San Francisco que cruza la bahía. Se trata de una línea de 85Km y 400MW con tecnología de conversión modular multinivel. Esta tecnología lleva asociada una unidad de control llamada PLUSCONTROL que fue desarrollada para asegurar el cumplimiento de las especificaciones de los enlaces de energía continua. Sus principales características son que la tensión del VSC es evaluada en periodos de microsegundos, la conmutación de los módulos de potencia dependiendo de la dirección de la corriente y de la energía almacenada en su condensador DC. El estado de cada módulo de potencia y la medida de la tensión del condensador son enviados por fibra óptica al sistema PLUSCONTROL. Este sistema devolverá señales de control a los módulos. Uno de los últimos proyectos desarrollados en HVDC Plus ha sido el enlace eléctrico entre España y Francia a través de dos líneas subterráneas que atraviesa los Pirineos y que permitieron aumentar la interconexión entre los dos países en 2000MW. En relación a la utilización del HVDC Plus para integrar parques eólicos offshore, Siemens ha construido cinco proyectos, de los nueve totales. Esta cifra le convierte en la empresa con mayor experiencia en este campo. Para la realización de sus proyectos, Siemens ha empleado de 4 a 5 años y aunque calcula que la disponibilidad teórica es del 98%, observa en sus proyectos ya terminados disponibilidades superiores al 99%.

Figura 79. Interior de la estación conversora onshore de BorWin3. Fuente:Siemens

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Al igual que ABB, propone una nueva disposición de las plataformas offshore de manera que una sola integre al conversor de HVDC y a la subestación colectora de AC. Sin embargo, se diferencia de ABB en que Siemens sí que realiza proyectos completos, de manera que, además de desarrollar el equipo eléctrico, se encarga de buscar y firmar contratos con otras empresas para la realización de los trabajos civiles y el diseño, construcción e instalación de la plataforma offshore y del cable HVDC. Además, Siemens ha desarrollado un nuevo tipo de IGBT que es capaz de trabajar a mayores intensidades. De esta forma los enlaces desarrollados por Siemens pueden alcanzar hasta 1200MW de potencia transmitida por circuito.

6.3.3. General Electric y Alstom-VSC MaxSine (Electric, s.f.) (Alstom, s.f.) General Electric y Alstom han creado una empresa conjunta para desarrollar proyectos de redes eléctricas. La tecnología MaxSine desarrollado por ambos grupos ofrece: -

Una tecnología fiable y de vanguardia construida en avanzadas instalaciones de última tecnología para garantizar la máxima calidad y funcionamiento. Un sistema de control llamado Model Based Design Control System que minimiza los riesgos del proyecto y asegura una actuación del sistema óptima y precisa. Sólida alianza entre las dos empresas con un modelo de compromiso con el cliente y con amplia experiencia en el campo técnico que supera las expectativas del cliente.

GE-Alstom ha desarrollado tres grandes proyectos en los últimos tres años como el South West Link en Suecia, el enlace entre Italia y Francia y el proyecto Dolwim3 que es el único en integración de energía eólica offshore en la red desarrollado por la compañía.

Figura 80. Comparativa de tamaño de la estación offshore de DolWin3 con la puerta de Brandeburgo. Fuente: Alstom.

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A diferencia de las otras dos compañías GE-Alstom es la única que no tiene por el momento ningún enlace en funcionamiento. Se espera que su primer proyecto (Dolwin3) comience a exportar energía a finales de 2017. De cumplirse esta fecha habrían tardado cuatro años en completar el proyecto. GE-Alstom espera que tanto este proyecto como futuros proyectos offshore alcancen una disponibilidad comprendida entre el 95 y el 98%. GE-Alstom sigue apostando por el modelo tradicional de disposición en el que se separa la plataforma offshore con la estación conversora DC del colector AC. Asimismo, su tecnología es más limitada que la de sus competidores debido a que la máxima potencia que puede transmitir sus enlaces es en torno a 1000MW por circuito.

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Capítulo 7 – Herramientas de Análisis Tecno-Económico de Conexión La herramienta que se ha creado tiene dos funcionalidades principales, la primera es la estimación de los costes de conexión de los parques eólicos offshore a la red para las diferentes tecnologías y para los diferentes fabricantes, mientras que la segunda consiste en la estimación de pérdidas y su comparación para HVAC y HVDC. Esta herramienta pretende ser un guía que de indicaciones técnicas y económicas para la conexión en HVAC o HVDC del parque eólico que se desea construir. Además, pretende funcionar como una ayuda para la toma de la decisión sobre la utilización de una tecnología o de la otra. En esta herramienta se pedirán una serie de datos sobre el parque eólico que el usuario deberá introducir y, basado en estos datos introducidos, el programa hará una serie de análisis que se explicarán en detalle a continuación. Los resultados del análisis se recogerán en un informe en formato pdf que generará esta herramienta. Se puede consultar un ejemplo de este informe en el Anexo 2.

7.1. Introducción de datos Para la realización del análisis, la herramienta solicitará los datos del parque eólico que se estudia construir. Los datos pedidos se organizan en cinco puntos, datos generales del parque, datos de la conexión HVAC, datos de la conexión HVDC, informe de pérdidas (trasformador AC) y coste en función de la distancia. La herramienta pretende ser una ayuda para la toma de la decisión sobre utilizar una conexión HVAC o HVDC, por lo que se solicitan datos de cómo se realizaría la conexión en ambos casos. Además, en el informe se incluye un análisis de pérdidas por lo que se le solicita al usuario datos sobre las características del transformador que se va a utilizar en la conexión HVAC. Por último, se pide la distancia mínima y máxima del parque offshore a tierra para construir un gráfico con los costes en función de la distancia. Los datos solicitados serán: Datos generales: -

Potencia del parque (MW) Distancia cable offshore (km) Distancia cable onshore (km) Factor de capacidad Pre io MWh €/MWh Profundidad media del mar (m)

Datos AC: -

Tensión fase fase (kV) nº cables (terna/s) Sección/cable (mm2) R cable Ω/k

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-

L cable (mH/km) Fcable (µF/km) Intensidad maxima por terna (A) Material Aislante

Datos DC: -

-

Tensión DC (kV) Configuración de tensión: Puede ser + dó de sólo u a le tra s ite potencia y que responde a la configuración de o opolo asi étri o. La otra posi ilidad es +/dónde ambos cables transmiten potencia y que responde a las configuraciones de o opolo si étri o ipolo. La o figura ió +/- es mucho más habitual que la o figura ió + . Configuración IGBTs: Puede ser en half-bridge o full-bridge. Disposición de los cables: Puede ser separados o juntos nº cables onshore (pareja/s) Sección cable onshore (mm2) Resistencia cable onshore Ω/k Corriente nominal onshore (A) nº cables offshore (pareja/s) Sección cable offshore (mm2) Resistencia cable offshore Ω/k Corriente nominal offshore (A) Material Aislante Profundidad enterrado (m)

Informe de pérdidas (TRAFO AC): -

Potencia trafo (MW) Po(kW) Pcc(kW)

Coste en función de la distancia: -

Distancia mínima offshore (km) Distancia máxima offshore (km)

Estos datos que se solicitan al usuario de la herramienta también se mostrarán en el informe generado con el objetivo de conocer los datos iniciales de los que parte la solución. Una de las funcionalidades del programa es que generará un mensaje de alerta en el caso de que se elija un valor de tensión muy elevado en comparación con la potencia del parque. En este caso aparecerá en la pantalla un aviso que animará al usuario a la elección de un valor de tensión menor.

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Asimismo, se incluye una función que permite la elección automática del cable de manera que se da la opción de introducir los datos del cable manualmente o de que el programa lo elija de manera automática.

7.1.1. Elección automática del cable En el programa se encuentran cargados el catálogo de cables de transmisión de HVAC y de HVDC de ABB de manera que la elección del cable y la búsqueda de sus propiedades se puede hacer de manera totalmente automática. Sin embargo, el logaritmo aplicado no es el mismo para ambos tipos de conexión. Conexión HVAC Para la elección de los cables en alterna el diagrama de flujo utilizado por la herramienta es el siguiente:

Figura 81. Diagrama de flujo de la elección automática de cable AC. Fuente: Elaboración propia.

Partiendo de la potencia instalada y de la tensión a la que se desea realizar el enlace se puede obtener la intensidad activa máxima. Con esa intensidad el programa buscará en el catálogo el cable de menor sección que es capaz de soportar la intensidad obtenida. Una vez elegido el

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cable se obtendrán sus características (resistencia, inductancia y capacitancia) y se aplicará el modelo de línea larga utilizando estos datos y los referentes al parque. El principal problema en las líneas en alterna, y más cuando son subterráneas, es la potencia reactiva que se genera y que causa problemas de sobre intensidades y sobre tensiones. Por tanto, se seguirá un proceso iterativo donde se comprueba los valores de tensión y de intensidad para todos los posibles valores de transmisión de potencia, de manera que si no estuviese en rango algún valor, el programa elegiría el siguiente cable por sección y repetiría el proceso de comprobación anterior. Finalmente, el programa dará por terminada la búsqueda cuando el cable esté dentro de los valores de tensión y de intensidad para todos los posibles valores de transmisión y completará de manera automática los datos referentes a las características del cable:        

nº cables (terna/s) Sección/cable (mm2) R cable Ω/k L cable (mH/km) Fcable (µF/km) Intensidad maxima por terna (A) Material Aislante

Además, si una única terna no fuese suficiente el programa deberá calcular cuantas ternas se deberían utilizar. Conexión HVDC Para la elección del cable HVDC la idea es similar al proceso seguido en HVAC pero mucho más sencillo. En este caso no hay problemas de tensiones o sobreintensidades en el cable debido a que al tratarse de un cable de corriente continua no hay potencia reactiva. Por tanto la elección del cable se hace únicamente buscando el cable de menor sección que sea compatible con la transmisión de la potencia del parque.

Figura 82. Diagrama de flujo de la elección automática de cable DC. Fuente: Elaboración propia.

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7.2. Integración del parque eólico utilizando HVAC En esta sección del informe se analizan en tres puntos las consideraciones técnicas y económicas de la posible conexión en HVAC para los datos del parque introducido.

7.2.1. Datos del cable En primer lugar, se muestran los datos del cable seleccionado en dos tablas. En el caso de que el cable se elija utilizando la herramienta de elección automática se mostrarán los datos que aparecen en el catálogo. Si por el contrario los datos del cable se introducen de manera manual, habrá alguna característica que quedará en blanco debido a que no se tienen datos sobre ella. Los datos del cable que aparecerán en el informe son los siguientes:

Cable a utilizar

Tensión (kV)

Número de ternas

Intensidad total (A)

Intensidad por Intensidad cable (A) máxima (A)

400

1

866

866

1165

Resistencia (Ω/km)

Inductancia flat (mH/km)

Capacidad (µF/km)

Material

Aislante

0,0176

0,56

0,16

Cobre

XLPE

Tabla 14. Ejemplo de la primera tabla del informe generado

Diámetro (mm)

Grosor aislamiento (mm)

Diámetro sobre aislamiento (mm)

Cross section of screen (mm2)

Diámetro exterior (mm)

Peso cable Al (Kg/m)

1000

37,9

29

100

185

118,7

12,8

Peso cable Cu (Kg/m)

Capacidad (µF/km)

Corriente de carga por fase (A/km)

Inductancia trefoil (mH/km)

Inductancia flat (mH/km)

Surge impedance (Ω)

19

0,16

11,7

0,42

0,56

36

Sección (mm2)

Tabla 15. Ejemplo de la segunda tabla del informe generado

7.2.2. Análisis técnico En segundo lugar, se muestra un informe técnico de la conexión, donde se muestran gráficas de los perfiles de tensión, intensidad, potencia activa y reactiva a lo largo del cable. Para las gráficas se utiliza el modelo de línea larga que se explica en la sección 4.1.1. Modelo de línea larga de esta memoria. A continuación, se muestra en el informe la tabla con los valores con los cuales se han construido las gráficas anteriores por si se desea ampliar la información. Por último, se extraen una serie de conclusiones en las cuales se comprueba si la tensión y la intensidad están dentro de los límites admisibles, se indica donde se debe generar o consumir potencia reactiva y se indican las pérdidas de potencia debidas al cable.

7.2.3. Análisis económico Para el análisis económico se han recopilado los datos facilitados por Ofgen sobre costes de conexiones de parques eólicos offshore conectados utilizando HVAC en el Reino Unido y que se recogen en el Anexo 3. Con estos datos se ha realizado el siguiente gráfico de regresión en el que se representa el precio por kilómetro frente a la potencia del parque.

90

Figura 83. Precio por kilómetro frente a la distancia. Fuente: Elaboración propia a partir de los datos del Anexo 3.

En el gráfico se puede apreciar perfectamente que sí que existe una correlación del precio por kilómetro en función de la potencia de la conexión. Además, se aprecian dos zonas diferenciadas de correlación. La primera corresponde a potencias bajas y que coincide con parques en los que sólo se ha necesitado instalar un único circuito. En segundo lugar, se aprecia la segunda zona de correlación, donde existe un escalón frente a la primera zona y que se corresponde con proyectos en los que es necesaria la instalación de más de un circuito. Cabe destacar que la mayoría de los parques que se han considerado en el estudio tienen la similitud de no tener apenas distancia de conexión onshore. Es decir, la subestación en tierra se encuentra muy cerca de la costa por lo que el cable que discurre por tierra es de poca distancia. Todos los parques tienen esta peculiaridad salvo dos de ellos, que son los que se presentan fuera de la zona correlada. Estos parques tienen gran parte de su conexión en tierra. Por tanto, se puede asegurar que el precio de la instalación de cable en tierra tiene un valor menor al precio de instalación en el mar. Una vez se ha comprobado que existe relación entre los datos, se eliminan los parques fuera de rango y con el resto se realiza un estudio de regresión estadística para comprobar la influencia de cada variable sobre el precio final del proyecto de conexión. El objetivo final es llegar a una ecuación que nos permita estimar el precio del cable conociendo algunos datos del parque. Del estudio estadístico se obtienen los siguientes resultados.

SUMMARY OUTPUT Regression Statistics Multiple R

0,968537353

R Square

0,938064605

Adjusted R Square

0,921173133

Standard Error

38428175,07

Observations

15

91

ANOVA df

SS

MS

F

Significance F

Regression

3

2,46029E+17

8,20096E+16

55,534807

6,231E-07

Residual

11

1,6244E+16

1,47672E+15

Total

14

2,62273E+17

Coefficients

Standard Error

t Stat

P-value

Lower 95%

Upper 95%

Lower 95,0%

Upper 95,0%

Intercept

-88182613,68

34063619,23

-2,588762312

0,02519374

-1,63E+08

-1,3E+07

-2E+08

-1,3E+07

Potencia (MW)

616519,7128

114879,6827

5,366655775

0,00022794

363671,24

869368

363671

869368,2

Long (km)

2615172,813

834163,7135

3,135083402

0,00949124

779190,86

4451155

779191

4451155

Circuitos

2149279,258

20357263,88

0,105578003

0,91781786

-42656756

4,7E+07

-4E+07

46955315

Tabla 16. Regresión estadística de los datos de parques eólicos en HVAC.

La regresión estadística se ha hecho sobre 15 observaciones donde los datos quedan explicados con un coeficiente de correlación múltiple de 0,968. Las variables que son significativas son la potencia, la distancia offshore y el término independiente porque tienen un p-valor p-value menor de 0,05. Sin embargo, el número de circuitos tiene un valor cercano a 1 por lo que no es significativo y no debe tenerse en cuneta en la ecuación. En relación a la distancia onshore, no se puede sacar conclusiones debido a que es pequeña la distancia en tierra recorrida en la mayoría de los parques estudiados. Por tanto, se vuelve a repetir la regresión excluyendo el número de circuitos y de la tabla resultante se extrae la siguiente ecuación. ��

£

=− ∗

ℎ

,

+

,

∗

+

,

Ecuación 8. Estimación del coste de conexión de HVAC sin la distancia onshore

Una vez que se ha obtenido la ecuación anterior se puede utilizar los datos de los dos parques, los cuales sí que recorren una distancia considerable en tierra, para estimar la influencia de la distancia onshore sobre el precio final. Realizando este cálculo se obtiene que el factor de la distancia onshore es . . , £. Por tanto, la ecuación final para estimar el coste de una conexión HVAC queda como: ��

= − ∗

.

£

. ℎ

,

+

.

+ .

,

.

∗

,

∗

Ecuación 9. Estimación del coste de conexión de HVAC

ℎ

+ .

.

,

Cabe destacar que estas cifras están en libras, por lo que es necesario convertirlas a euros para su comparación con el precio de la conexión HVDC.

92

7.3. Integración del parque eólico utilizando HVDC En esta sección del informe se analiza las características técnicas y económicas de la integración del parque eólico utilizando HVDC. Con el objetivo de que el estudio fuese más detallado al mismo tiempo que más sencillo, se ha optado por dividirlo en cada una de las partes que conforman la conexión HVDC como se explica en la sección 6.1 Elementos de la conexión en HVDC de esta memoria.

7.3.1. Estación Conversora Onshore En este punto del informe lo primero que se va a encontrar el usuario es una pequeña definición de lo que es la estación conversora. Esta información es un resumen de lo que se describe en la sección 6.1.1. Estación Conversora Onshore y sirve para situar al lector del informe. Tras ello, se encuentra una tabla resumen con las características fundamentales de la estación, de la cual se muestra un ejemplo a continuación. Estación onshore

Valor

Unidad

Potencia estación

1200

MW

(+/-)

.

Half-bridge

.

Tensión DC

320

.

Corriente en DC

1875

A

IGBTs a utilizar

107

Unidades

Configuración de tensión Configuración IGBTs

Tabla 17. Resumen de las características de la estación conversora.

En esta tabla se encuentran datos de la transmisión que han sido aportados por el usuario como por ejemplo la potencia, la configuración de tensión, la configuración de los IGBTs o la tensión del enlace DC. Pero, además se muestran otros datos que son calculados por el propio programa como es la corriente en DC o el número aproximado de IGBTs que se debe utilizar. Para el cálculo de la corriente se ha utilizado la ley de Ohm mientras que el número de IGBTs se calcula en función de la diferencia de tensión. Los IGBTs soportan alrededor de 6kV cada uno, por lo que es necesario conectarlos en serie para soportar mayores tensiones. Por tanto, el número de estos componentes se va a calcular dividiendo la diferencia de tensión entre 6kV para una configuración de Half-bridge. Si la configuración fuese Full-bridge el número de IGBTs a utilizar es el doble. Nótese que si la configuración de tensión es ±, por ejemplo ±320kV, la diferencia de tensión entre los dos cables es el doble, en este ejemplo serían 640kV. Por último, se hace una estimación del coste de la estación onshore en función de los diferentes fabricantes. Para hacer este análisis, se ha recopilado información sobre el presupuesto de los distintos proyectos realizados por las diferentes compañías. Parte de los datos utilizados pueden encontrarse en el Anexo 4, sin embargo, hay otra parte que son datos confidenciales de Iberdrola y que se han empleado para el cálculo de las ecuaciones, pero no están recogidos en las tablas ni en las gráficas.

93

Mediante el análisis de los citados datos se ha comprobado que no existe relación directa entre el precio final del proyecto y la potencia del enlace. La única correlación que se ha encontrado con el precio de la estación es la tensión. Esto se debe principalmente a que los IGBTs es el componente más caro de toda la estación y cuanto mayor es la diferencia de tensión mayor es el número de IGBTs que se debe instalar independientemente de la potencia del enlace. Si se representan el precio total del proyecto dividido entre el número de IGBTs frente a la diferencia de tensión entre los dos cables para las distintas compañías obtenemos los siguientes gráficos. -

Siemens:

Precio/IGBT (Siemens) € .

.

,

€ .

.

,

€ .

.

,

€ .

.

,

€

.

,

Precio/IGBT

R² = 0,9618

€0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

Diferencia de tensión (kV)

Figura 84. Precio del IGBT en relación a la diferencia de tensión (Siemens). Fuente. Elaboración propia a partir de los datos del Anexo 4.

Se aprecia la gráfica que los datos tiene un coeficiente de correlación lineal R2 de 0.9618, por lo que se puede asegurar que hay correlación. Se aprecia que según va aumentando el nivel de tensión el precio de los IGBTs va aumentando, lo que puede deberse a un incremento de la complejidad del sistema. Del gráfico y de los datos se puede obtener la siguiente ecuación, la cual estima el coste de una estación conversora onshore de Siemens. � =( ∗ ú

.

ℎ

,

+ .

,

€ ∗

�

)

Ecuación 10. Estimación del coste de la estación onshore (Siemens)

94

-

ABB:

Precio/IGBT

Precio/IGBT (ABB) € .

.

,

€ .

.

,

€ .

.

,

€ .

.

,

€

.

,

€

.

,

€

.

,

€

.

,

R² = 0,0497

€0

200

400

600

800

1000

1200

Diferencia de tensión (kV)

Figura 85. Precio del IGBT en relación a la diferencia de tensión (ABB). Fuente. Elaboración propia a partir de los datos del Anexo 4.

Con los datos de ABB se sigue el mismo proceso anterior, sin embargo, no se consigue extraer ninguna conclusión definitiva debido a la baja correlación de datos. Tan solo se puede decir con cautela que el precio del IGBT ronda entre 1,2 y 1,4 millones de euros y que su precio va disminuyendo según aumenta la diferencia de tensión, aunque de manera muy débil y sin sufrir grandes cambios. La ecuación que se obtiene se muestra seguida. � =( .

.

ℎ

,

€ ∗

+

�

)∗ ú

Ecuación 11. Estimación del coste de la estación onshore (ABB)

-

GE- Alstom:

Precio/IGBT

Precio/IGBT (GE-Alstom) € .

.

,

€ .

.

,

€ .

.

,

€ .

.

,

€

.

,

€

.

,

€

.

,

€

.

R² = 1

, €595

600

605

610

615

620

625

630

635

640

645

Diferencia de tensión (kV)

Figura 86. Precio del IGBT en relación a la diferencia de tensión (GE-Alstom). Fuente. Elaboración propia a partir de los datos del Anexo 4.

95

GE-Alstom es la empresa que menos proyectos ha realizado y por tanto es la compañía de la que se disponen menos datos, lo que hace más inexacto el proceso de estimación de costes. Observando los datos se puede ver que el precio por IGBT aumenta según va aumentando la diferencia de tensión como ocurría en el caso de Siemens, sin embargo, debido a la falta de datos, se ha optado por que la estimación se calcule a partir de la media entre los precios de los IGBTs de los distintos proyectos. Por tanto, no se ha optado por la estimación lineal como sí se ha hecho en los anteriores casos. La ecuación resultante es la siguiente. �

ℎ

−

€ = .

.

∗ ú

Ecuación 12. Estimación del coste de la estación onshore (GE-Alstom)

La siguiente figura muestra un ejemplo de cómo se representa esta sección en el informe final realizado por la herramienta.

Figura 87. Ejemplo de informe estación conversora onshore. Fuente: Informe generado por la herramienta.

7.3.2. Cable Onshore Al igual que en el apartado anterior lo primero que se muestra sobre el cable onshore es una definición para situar al lector del informe. Seguidamente se pueden encontrar las características técnicas del cable y por último el coste estimado del cable. Al igual que para el cable en AC, las características son definidas por los datos encontrados en el catálogo o por el usuario dependiendo del modo de introducción que se haya elegido. Para la estimación de costes se han empleado los datos que se encuentran en el Anexo 5. En esta ocasión no se ha diferenciado entre fabricantes debido a que las compañías que realizan los enlaces de HVDC normalmente no realizan los cables, si no que los externalizan a empresas como Prysmian o Nexans. Además, se ha comprobado que existe una gran variabilidad en el

96

precio de los cables en función de la demanda y la oferta que tengan las compañías en el momento del pedido, por lo que la fecha es determinante en el costo final. Las variables determinantes para estimar el costo del cable son la longitud, la potencia transmitida y su tensión, que si se analizan mediante la regresión estadística nos conduce a la siguiente ecuación. ℎ = ∗

€

�

,

∗

+

,

∗

−

,

Ecuación 13. Estimación del cable onshore.

Observando la ecuación se puede determinar que, aunque la distancia en tierra sea nula van a existir unos costes debidos al cable onshore. Estos costes se corresponden con la conexión del cable a la subestación. A modo de ejemplo del informe resultante se muestra la siguiente figura.

Figura 88. Ejemplo informe cable onshore. Fuente: Informe generado por la herramienta.

97

Por último, en caso de haber introducido los datos de cable manualmente y si la intensidad nominal del cable es inferior a la intensidad nominal del sistema, se generará un mensaje de error en el informe donde de refleja esta circunstancia.

7.3.3. Cable Offshore El informe del cable offshore es similar al de cable onshore de manera que primero se expone una pequeña explicación, posteriormente los datos técnicos del cable y por último el coste estimado. Para estimar el coste del cable offshore se han empleado los datos contenidos en el Anexo 6. Se ha dividido el precio total del cable entre los kilómetros instalados y se ha representado frente a la intensidad obteniendo la siguiente figura.

Coste

Coste/km € . € € € € € € € € €

. . . . . . . . . .

R² = 0,5378

, , , , , , , , , , €0

500

1000

1500

2000

Intensidad (A)

Figura 89. Coste por kilómetro frente a la intensidad del cable. Fuente: Elaboración propia a partir de los datos del Anexo 6.

El coeficiente de correlación R2 en este caso es 0,538 por lo que los datos están ligeramente correlados. Como cabía esperar según aumenta la intensidad nominal del cable aumenta también el coste por kilómetro de cable. Sin embargo, aquí también se observa la variabilidad del mercado al igual que en el cable onshore y que causa grandes fluctuaciones en el precio. Del estudio de los diferentes datos se ha llegado a la siguiente ecuación para la estimación del coste del cable. = ∗

ℎ

,

∗

€

+

.

.

−

.

Ecuación 14. Estimación del coste del cable offshore

La ecuación anterior refleja la estimación del coste para una disposición de cables juntos, si por el contrario los cables se sitúan separados los costes se incrementan en un 6%.

98

En la sección del cable offshore, al igual que en la del cable onshore, se mostraría un mensaje de alerta en el caso de elegir un cable con intensidad nominal menor que la intensidad del sistema. En la siguiente figura se muestra un ejemplo de la parte del informe relativa al cable offshore.

Figura 90. Ejemplo informe cable offshore. Fuente: Informe generado por la herramienta.

7.3.4. Estación Conversora Offshore Al igual que en las anteriores ocasiones, en el informe de esta sección se hace una breve descripción y posteriormente se muestran algunos datos técnicos, así como la estimación de costes en función del fabricante. Los datos técnicos mostrados son similares a los de la estación onshore debido a que las estaciones son simétricas y presentan prácticamente los mismos componentes (para conocer más sobre sus características diríjase a la sección 6.1.4. Estación conversora offshore). Además, se muestra una estimación de las dimensiones de la plataforma offshore para ABB y Siemens. Aunque estas empresas externalizan la fabricación de las plataformas sí que establecen las dimensiones del topside ya que depende de la disposición de su equipo eléctrico.

99

Las dimensiones de las plataformas se han estimado de la relación que existe entre la potencia y la superficie de los proyectos realizados por ABB y Siemens en el Mar del Norte en Alemania. Para la estimación del coste de la estación conversora offshore se suma el precio de la estación que se ha calculado para la estación conversora onshore y la estimación del precio de la plataforma. Este coste de la plataforma que se referiría a la estructura vacía y sin equipo eléctrico se puede aproximar siguiendo la siguiente ecuación. € =

(Entso-e, 24.11.2011)

.

∗

+

.

.

Ecuación 15. Estimación del coste de la plataforma.

Por lo que la estimación del coste de la estación conversora offshore se puede aproximar como: �

=

�

ℎ

€

ℎ

+

Ecuación 16. Estimación del coste de la Estación Conversora Offshore

Por último, se muestra un ejemplo de la parte del informe generado correspondiente a este apartado.

Figura 91. Ejemplo informe estación conversora offshore. Fuente: Informe generado por la herramienta.

100

7.3.5. Subestación AC colectora Siguiendo el mismo esquema que en los anteriores puntos, en la primera parte se muestra una pequeña definición de la subestación AC colectora. Posteriormente se muestra una tabla donde se recoge el número de subestaciones que serán necesarias, que, típicamente será una para parques inferiores a 600MW y dos para parques de más potencia. Para terminar esta sección se muestra cada uno de los componentes de la subestación y se estima el coste de cada uno. Las ecuaciones para el cálculo de cada componente se recogen en la siguiente tabla.

Componente

E ua ió

€

Topside

31.300*potencia subestación (MW) + 14.125.000

Jacket

224.700*profundidad media mar (m) + 1.935.700

Instalación

143.800*profundidad media mar (m)+ 3.066.700

Equipo eléctrico

18.064.285+38.869* potencia subestación (MW) +187.329* profundidad media mar (m)

Tabla 18. Estimación del costo de cada componente de la subestación AC. Fuente: Elaboración propia a partir de los datos de Entso-e (Entso-e, 24.11.2011)

A continuación, se muestra un ejemplo de cómo se muestra esta sección en el informe final.

101

Figura 92. Ejemplo informe subestación colectora AC. Fuente: Informe generado por la herramienta.

7.4. Análisis del Capex En esta sección se muestra una tabla resumen que recopila la estimación de los costes de cada parte del proyecto HVDC y compara a los distintos fabricantes entre sí y con la solución HVAC. A continuación se muestra una tabla similar a la que aparece en el informe. Fabricante Estación Onshore(DC) Cable Onshore Cable Offshore Estación Offshore Subestación AC offshore

Siemens

ABB

Alstom

170.762.563,20 €

150.419.266,13 €

144.413.440,00 €

AC

9.917.147,46 € 122.307.697,20 € 372.395.563,20 €

352.052.266,13 €

346.046.440,00 €

95.968.300,62 €

Total

771.351.271,68 €

730.664.677,55 €

718.653.025,28 €

648.859.660,40 €

€/MW

1.285.585,45 €

1.217.774,46 €

1.197.755,04 €

1.081.432,77 €

Tabla 19. Análisis del Capex. Fuente: Informe generado por la herramienta.

102

Además, se muestra un gráfico donde se especifica el reparto del presupuesto en tanto por ciento. Para el cálculo de los componentes que presentan distinto precio en función del fabricante se ha optado por tomar el valor medio entre los tres fabricantes. La siguiente figura muestra un ejemplo de este gráfico que aparece en el informe.

Figura 93. Gráfico de reparto de presupuesto. Fuente: Informe generado por la herramienta.

7.5. Comparativa del cálculo de pérdidas El informe incluye también un análisis de las pérdidas donde, en primer lugar, se incluye un gráfico con el porcentaje de pérdidas que causa cada elemento de la interconexión en corriente continua. Para el cálculo de las pérdidas de la conexión HVDC se ha calculado cada elemento por separado. Por un lado, las pérdidas de la estación conversora se pueden aproximar al 1% de la potencia transmitida, aunque la curva de pérdidas real responde a una ecuación cuadrática dependiente de la potencia transmitida y con coeficientes variables dependiendo de cada enlace. Por otro lado, las pérdidas en el cable se pueden calcular aplicando la ley de Joule. Sobre el total de la potencia perdida se calcula el porcentaje de cada componente y se expone en un gráfico similar a la siguiente figura.

103

120%

Contribución de cada elemento a las pérdidas totales en DC para la potencia máxima del sistema

100%

Pérdidas cable onshore

20% 80% 21%

Pérdidas cable offshore

56%

Perdidas estacion conversora offshore

3%

Perdidas estacion conversora onshore

60% 40% 20% 0%

Figura 94. Ejemplo de la contribución de cada elemento a las pérdidas totales en un enlace DC. Fuente: Informe generado por la herramienta.

Tras el gráfico anterior se representa otro donde se comparan las pérdidas totales para un sistema de transmisión en DC y en AC para el rango de potencia posible. De esta manera se hace más sencillo ver las diferencias entre ambos. El cálculo de las pérdidas en AC se hace de acuerdo al modelo de línea larga que se explica en la sección 4.1.1. Modelo de línea larga de esta memoria. Por tanto, el resultado que se muestra en el informe es similar a la siguiente figura.

Pérdidas frente a potencia producida 40

Pérdidas (MW)

35 30 25 20 15 10 5 0 1000 909 818 727 636 545 455 364 273 182 91

0

Potencia producida (MW) Pérdidas DC (MW)

Perdidas AC (MW)

Figura 95. Ejemplo de las pérdidas de cada tecnología. Fuente: Informe generado por la herramienta.

Para terminar esta sección se muestra un cuadro donde se calcula la energía que se pierde al año y sus costes anualizados. El cálculo se hace a partir de la potencia del parque su factor de capacidad y el precio del MWh que haya introducido el usuario como dato.

104

Energía (GW/año)

AC

DC

Diferencia

88,50

76,56

11,95

4.425.206,81 €

Euros

3.827.930,27 €

597.276,54 €

Tabla 20. Ejemplo de tabla mostrado en el informe. Fuente: Informe generado por la herramienta.

7.6. Coste en función de la distancia Se trata del último punto del informe y en él se analiza, para los datos del parque seleccionado, como variarían los costos del proyecto según cambia la distancia offshore del enlace a la vez que compara ambas tecnologías. Para el cálculo de los datos empleados para construir la gráfica se ha utilizado el método iterativo donde en cada iteración se modifica la distancia a tierra. Además, se calcula también la distancia en la que los costes se igualan y a partir de la que sería más barato una solución HVDC.

Coste €

Coste de cada tecnología en función de la distancia .

.

.

€

.

.

.

€

.

. .

. .

€ €

.

.

€

.

.

€

.

.

€ - € 30

42

54

66

78

90

102

114

126

138

150

Distancia (km) HVAC

HVDC

Figura 96. Ejemplo del gráfico de costes en función de la distancia. Fuente: Informe generado por la herramienta.

105

Capítulo 8 – Resultados La herramienta que se ha creado en este proyecto, así como datos de diversas fuentes, se han utilizado para extraer los siguientes resultados y conclusiones.

8.1. Estudio de mercado Se ha recopilado información de todos los parques eólicos offshore de más de 15MW que se han instalado a nivel global. Además, se ha identificado para cada parque el país dónde ha sido instalado, su potencia nominal y la tecnología empleada para su conexión (HVAC o HVDC). En el caso de que se tratase de un parque conectado por un enlace en continua se ha identificado el fabricante, el nivel de tensión, el año de inicio del proyecto y el año de finalización. La tabla con todos los datos se puede encontrar en el Anexo 7. 1. Parques eólicos instalados Existen más de 15GW de potencia eólica offshore instalada a nivel global. Sin embargo, no se distribuye de manera uniforme, si no que hay en zonas y en países donde se concentra un mayor número de parques eólicos.

Potencia instalada por país (MW) 8000

7355,3

7000 6000

5026

5000 4000 3000 2000 1000

1254 325

251,3

957 248

30

0

Figura 97. Potencia instalada por país. Fuente: Elaboración propia a partir de los datos del Anexo 7.

Se aprecia que la mayoría de los parques se encuentran en Alemania e Inglaterra, aunque también en menor medida en Holanda y Dinamarca. Estos países donde hay mayor presencia de energía eólica offshore se encuentran situados en torno al Mar del Norte, y es en esta zona donde hay una mayor concentración debido a la peculiaridad de la poca profundidad de sus aguas (20 a 40 metros), lo que hace posible técnicamente la instalación de parques eólicos.

106

2. Uso de HVAC y HVDC En la siguiente gráfica se muestra la cuota de mercado de ambas tecnologías referidas a la potencia total instalada.

Cuota de mercado por potencia instalada

HVAC 8523MW 55%

HVDC 6931MW 45%

Figura 98. Cuota de mercado por potencia del HVAC y HVDC en la integración de parques eólicos. Fuente: Elaboración propia a partir de los datos del Anexo 7.

El 55% de la potencia instalada de los parques eólicos se conecta a través de un enlace en alterna lo que suma 8523MW. Por otro lado, el 45% se conecta utilizando la transmisión en continua (6931 MW). Por tanto, se observa que, aunque hay bastante igualdad entre ambos modos de conexión la alterna tiene mayor cuota de mercado sobre la continua. Los factores que pueden explicar esto es el alto coste de las conexiones HVDC o la menor madurez de la tecnología de corriente continua. Si en lugar de analizar la cuota de mercado por potencia instalada se analiza por número de proyectos la diferencia es clara.

107

Cuota de mercado por número de proyectos HVDC 11 proyectos 19%

HVAC 47 proyectos 81%

Figura 99. Cuota de mercado por número de proyectos del HVAC y HVDC en la integración de parques eólicos. Fuente: Elaboración propia a partir de los datos del Anexo 7.

La mayoría de proyectos (81%) se realizan en HVAC mientras que sólo para unos pocos se emplea HVDC (19%). Analizando ambas gráficas se observa que hay un mayor porcentaje de proyectos que utilizan HVAC, sin embargo, la potencia instalada para ambas tecnologías es muy parecida. Esta situación nos permite concluir que la media de la potencia instalada para proyectos HVDC es mayor que para los proyectos HVAC. Por tanto, se puede sugerir que la transmisión empleando HVDC sale más rentable para grandes proyectos y que no es factible para pequeños proyectos. MW/proyecto HVAC

181,3

HVDC

630

Tabla 21. Media de la potencia instalada por cada proyecto. Fuente: Elaboración propia a partir de los datos del Anexo 7.

3. Comparativa entre fabricantes En este punto se va a analizar los diferentes fabricantes de enlaces de HVDC para la integración de parques eólicos y se comparará su experiencia, el tiempo medio empleado en realizar las conexiones y el número de conexiones realizadas. La cuota de mercado de cada tecnología se muestra en los siguientes gráficos.

108

Cuota de mercado por potencia 5,83%

HVAC

24,80%

HVDC (otros) HVDC light (ABB) 55,17%

HVDC-VSC (Siemens Plus) HVDC-VSC (GE-Alstom)

14,09% 0,12% Figura 100. Cuota de mercado de cada tecnología en porcentaje. Fuente: Elaboración propia a partir de los datos del Anexo 7.

Potencia instalada por tecnología (MW) 9000 8000 7000 6000 5000 4000 3000 2000 1000 0

8522,6

3830 2176 900 18 HVAC

HVDC (otros)

HVDC light (ABB)

HVDC-VSC HVDC-VSC (GE(Siemens Plus) Alstom)

Figura 101. Potencia instalada de cada tecnología. Fuente: Elaboración propia a partir de los datos del Anexo 7.

Se muestra en los gráficos que tan solo hay tres compañías (Siemens, ABB y GE-Alstom) que hayan o que estén realizando integraciones de parques eólicos utilizando corriente continua, siendo solo 18MW los que se encuentran conectados utilizando otros fabricantes. Además, Siemens es la que más megavatios ha instalado seguido de ABB y de GE-Alstom, lo que también es un reflejo del número de proyectos realizados.

109

Proyectos offshore realizados 6 5 5 4 4 3 2 1 1 0 HVDC light (ABB)

HVDC-VSC (Siemens Plus)

HVDC-VSC (GE-Alstom)

Figura 102. Proyectos realizados por cada fabricante. Fuente: Elaboración propia a partir de los datos del Anexo 7.

Por tanto, Siemens es la compañía que más experiencia tiene al haber realizado cinco proyectos. ABB sería la siguiente con cuatro, aunque cabe destacar que uno de ellos fue un prototipo, por lo que solo habría realizado tres grandes proyectos de integración. Finalmente GE-Alstom es la compañía con menor experiencia ya que solo ha realizado un proyecto, el cuál no está aún en servicio y se espera su puesta en marcha para finales de 2017. Por tanto, solo Siemens y ABB tiene algún proyecto terminado y en funcionamiento, así que solo se puede analizar el tiempo de ejecución de proyectos de estas dos compañías.

Años empleados en la construcción 7,0

6,3

6,0 4,6

5,0 4,0 3,0 2,0 1,0 0,0 HVDC light (ABB)

HVDC-VSC (Siemens Plus)

Figura 103. Años empleados en la construcción. Fuente: Elaboración propia a partir de los datos del Anexo 7.

Siemens, de media, tiene unos menores tiempos de entrega en comparación con ABB. Siemens emplea en torno a 4,6 años mientras que ABB emplea alrededor de 6,3 años.

110

8.2. Comprobación de la herramienta En este apartado se pretende comprobar la eficiencia de la herramienta para ver si los cálculos se ajustan a los precios reales de los proyectos de conexión de parques eólicos offshore. Para ello se va a comparar los resultados generados por la herramienta con los costes publicados en el momento de la adjudicación de las interconexiones. Los diferentes datos se presentan en la siguiente tabla. Conexión

Fabricante

Calculado herramienta

Publicado

Referencia

Dolwin1

ABB

909.851.087,95 €

850.000.000,00 €

(Tennet, s.f.)

Dolwin2

ABB

927.349.874,41 €

No disponible

Dolwin3

GE-Alstom

952.758.497,39 €

1.000.000.000,00 €

(Anon., s.f.)

Borwin1

ABB

615.549.470,39 €

400.000.000,00 €

(Anon., s.f.)

Borwin2

Siemens

1.005.829.920,99 €

800.000.000,00 €

(Anon., s.f.)

Borwin3

Siemens

1.059.583.606,02 €

1.000.000.000,00 €

(Anon., s.f.)

Helwin1

Siemens

774.693.437,19 €

500.000.000,00 €

(Anon., s.f.)

Helwin2

Siemens

889.088.050,60 €

600.000.000,00 €

(Anon., s.f.)

Sylwin1

Siemens

1.080.132.710,45 €

1.130.000.000,00 €

(Anon., s.f.)

Tabla 22. Costes calculados y costes publicados de las diferentes conexiones de parques eólicos

Los costes que se publican son aproximados debido a que las empresas en los comunicados de prensa nunca dan los datos exactos, si no cifras cercanas por temas de confidencialidad. Además, se aprecia cómo no se ha encontrado ningún dato del precio de adjudicación de la conexión Dolwin2. Si estos datos los representamos sobre dos ejes, donde uno representa el valor calculado por la herramienta y el otro representa el valor real publicado obtenemos la siguiente figura.

111

Millones

Comparativa € .

,

Sylwin1 Dolwin3

€ .

Borwin3

, Dolwin1 Borwin2

Publicado

€

, Helwin2

€

,

€

,

€

,

Helwin1 Borwin1

Dolwin2 €-

€-

€

,

€

,

€

,

€

,

€ .

,

€ .

,

Millones Calculado por la herramienta

Figura 104. Comparativa entre los costes calculados por la herramienta y los publicados. Fuente: Elaboración propia.

En el gráfico anterior se puede apreciar como los datos están correlados en torno a la misma recta, lo que es una buena indicación sobre la estimación de la herramienta. A continuación se analiza las diferencias en unidades reales y en porcentaje entre las dos variables analizadas. Conexión

Diferencia (€)

Diferencia (%)

Dolwin1

59.851.087,95 €

7%

Dolwin2

-

-

Dolwin3

- 47.241.502,61 €

-5%

Borwin1

215.549.470,39 €

35%

Borwin2

205.829.920,99 €

20%

Borwin3

59.583.606,02 €

6%

Helwin1

274.693.437,19 €

35%

Helwin2

289.088.050,60 €

33%

Sylwin1

- 49.867.289,55 €

-5%

Tabla 23. Diferencia entre el coste calculado por la herramienta y el coste publicado en la adjudicación.

Se aprecia un gran desvío en el proyecto Borwin1 de ABB, el proyecto se adjudicó por 400 millones de euros, sin embargo, hubo numerosos problemas que hicieron que el proyecto se

112

retrasara más de tres años y se generaron numerosos sobrecostes que elevaron el coste del proyecto muy por encima del inicialmente adjudicado. Además, se observa como para los proyectos de Siemens la desviación ha sido notable llegando a superar en dos ocasiones el 30%. Si se suman los desvíos en total ascienden hasta los 779,3 millones de euros para los proyectos de la compañía alemana. Los datos de los costes publicados se han tomado del momento de la adjudicación, por lo que luego sufrieron cambios. En el caso de Siemens, la compañía tuvo que aumentar el precio de sus conexiones en un total de 800 millones de euros, la cual es una cifra cercana al desvío de 779,3 millones que se ha calculado la herramienta. Por tanto, el desvío se reduce a tan solo 30 millones lo que representa un desvío de un 0,624% en los proyectos de Siemens. Por tanto, si se ajustan los precios de acuerdo a este incrementos de 800 millones las diferencias quedarían de la siguiente manera. Conexión

Diferencia (€)

Diferencia (%)

Dolwin1

59.851.087,95 €

7%

Dolwin2

-

-

Dolwin3

- 47.241.502,61 €

-5%

Borwin1

215.549.470,39 €

35%

Borwin2

22.799.078,08 €

2%

Borwin3

9.287.787,98 €

1%

Helwin1

- 42.452.191,59 €

-5%

Helwin2

-1.732.900,44 €

0%

Sylwin1

- 8.574.048,79 €

-1%

Tabla 24. Diferencia entre el coste calculado por la herramienta y el coste publicado tras el ajuste de sobrecostes.

Por tanto, se aprecia en la tabla un error de entre el -5 y 7% con un error medio de -0,24%. De los resultados obtenidos se puede concluir que la herramienta es capaz de estimar los costes de los proyectos de integración de parques eólicos offshore a la red con un margen de error aceptable, siendo Siemens la compañía mejor estimada y en la que el error es menor.

8.3. Comparativa de costes entre los fabricantes Las ecuaciones obtenidas para la herramienta pueden ser también empleadas para el estudio y la comparación de los fabricantes entre sí.

8.3.1. Precio por fabricante frente a la tensión. La variación de los costes de la estación onshore en función de la tensión del enlace DC se muestra en el siguiente gráfico.

113

Coste €

Comparación del precio en función del fabricante .

.

€

.

.

€

.

.

€

.

.

€

Siemens

.

.

€

ABB Alstom

.

.

€ - € 50 150 250 350 450 550 650 750 850 950 Tensión (kV)

Figura 105. Variación del precio en función de la tensión. Fuente: Elaboración propia.

Se ha comprobado que el precio de las estaciones conversoras no dependen directamente de la potencia del enlace, si no que dependen principalmente de la tensión DC. Esto es debido a que en función de la diferencia de tensión de los dos cables del enlace continuo se hace necesario un número diferente de IGBTs. Este componente es la parte más cara y sofisticada del sistema y por tanto va directamente relacionada con el precio. Por tanto, en el gráfico anterior se muestra la variación de precios en función de la tensión y nos muestra cómo para proyectos que utilicen una tensión más reducida es más económica la solución de Siemens, sin embargo, a partir de 550kV o ±225kV las soluciones de menor coste serían las de ABB y Alstom. Entre estos dos fabricantes los precios son muy parejos aunque la solución de ABB tiene un coste ligeramente superior.

8.3.2. Compromiso entre tensión e intensidad en función de la potencia. Se ha comprobado que el precio de la estación conversora depende principalmente de la tensión, por lo que interesaría disminuir la tensión al mínimo para así ahorrar costes. Sin embargo, cuanto menor es la tensión mayor será la intensidad para la misma potencia y por tanto, será mayor la sección y el número de cables a instalar. Esto causa que el presupuesto relacionado con el cable aumente y por tanto, que sea necesario encontrar un correcto equilibrio entre tensión e intensidad. Para este análisis es importante destacar que existe una restricción en la máxima intensidad con la que son capaces de trabajar los IGBTs. Este valor es de 1875 Amperios y por tanto, para una potencia determinada nunca se debe disminuir el valor de tensión a valores que hagan que la intensidad sea superior a ese valor.

114

Para el caso base de estudio se va a emplear una conexión de 100 kilómetros de longitud offshore donde los cables se instalan separados. El objetivo es ver cómo se modifican los precios de cada fabricante en función de la potencia para distintos niveles de tensión. Siemens:

-

Precio en función de la potencia(MW) Siemens € .

.

.

,

€ .

.

.

,

€ .

.

.

,

€

.

.

,

€

.

.

,

320kV

€

.

.

,

150kV

€

.

.

,

80kV

€-

Potencia (MW)

Figura 106.Precio final de la conexión de 100km de distancia en función de la potencia (Siemens). Fuente: Elaboración propia.

El gráfico anterior muestra cómo varían los precios en función de la potencia y de la tensión elegidas de manera que para conexiones de menos de 200MW interesa conectarse a ±80kV. A partir de esta potencia y hasta los 500MW se utilizaría una conexión ±150kV; finalmente, a partir de 500MW se debería utilizar ±320kV. Se observa que a partir de los 500MW existe un gran escalón de precio, lo que viene producido por la necesidad de elevar la tensión para así reducir la intensidad. Se puede ser flexible en la tensión de la estación DC debido a que se puede configurar casi cualquier tensión dentro de los valores de ±500kV. Sin embargo, esta flexibilidad en la estación no existe en los cables en DC debido a que solo existen conductores para tres tensiones nominales (80kV, 150kV y 320kV). Como propuesta para intentar suavizar el escalón de precios se propone utilizar tensiones intermedias entre los ±150kV y ± 320kV aunque haya que utilizar cables de tensión nominal 320kV.

115

ABB:

-

Precio en función de la potencia (MW)ABB € .

.

.

,

€ .

.

.

,

€

.

.

,

€

.

.

,

€

.

.

,

320kV

€

.

.

,

150kV

€-

80kV

Potencia (MW)

Figura 107. Precio final de la conexión de 100km de distancia en función de la potencia (ABB). Fuente: Elaboración propia.

El comportamiento es muy similar al observado en Siemens, siendo más económica la solución de menor tensión para bajas potencias y al contrario para altas potencias. La principal diferencia que se aprecia con respecto al sistema de Siemens es que en este caso el escalón que se produce a los 500MW es menor.

-

GE-Alstom:

Precio en función de la potencia (MW)GE-Alstom € .

.

.

,

€ .

.

.

,

€

.

.

,

€

.

.

,

320kV

€

.

.

,

150kV

€

.

.

,

80kV

€-

Potencia (MW)

Figura 108. Precio final de la conexión de 100km de distancia en función de la potencia (GE-Alstom). Fuente: Elaboración propia.

116

El comportamiento de los precios de esta empresa es similar al de las anteriores. Finalmente, se coge el menor valor de coste disponible para cada potencia y se construye el siguiente grafico dónde se comparan los costes del proyecto completo dependiendo de la potencia y para el valor de tensión óptimo.

Comparativa entre fabricantes para distintas potencias € .

.

.

,

€ .

.

.

,

€ .

.

.

,

€

.

.

,

€

.

.

,

Siemens

€

.

.

,

ABB

€

.

.

,

Alstom

€-

Potencia (MW)

Figura 109. Comparación del coste total del proyecto entre los distintos fabricantes para diferentes potencias transmitidas. Fuente: Elaboración propia.

8.4. Análisis de las pérdidas en HVAC y HVDC con respecto de la distancia. Los sistemas HVAC presentan mayores pérdidas en el cable que los sistemas HVDC, sin embargo, la tecnología HVDC tiene pérdidas en las estaciones conversoras las cuales no existen en la energía alterna. Por tanto, para conocer el sistema que presenta menores pérdidas es necesario analizar la distancia del enlace. En un primer análisis se puede llegar a la conclusión de que sistemas de pequeña distancia tendrán menores pérdidas los enlaces HVAC, mientras que para largas distancias las menores pérdidas corresponderán a los enlaces HVDC. El objetivo es conocer cuál es la distancia de transición de pérdidas entre un sistema y el otro. Para conocer este punto se va a simular las pérdidas en ambas tecnologías para diferentes distancias y potencias. En este cálculo se ha empleado la herramienta desarrollada en esta memoria y que se detalla su cálculo en la sección 7.6. Comparativa del cálculo de pérdidas de esta memoria. Para el análisis se va a emplear una tensión de conexión DC de ±320kV, mientras que la tensión en AC se utilizará un valor de 220kV. Además, se simularán conexiones de 800, 1000 y 1200MW que se compararán entre ellas para obtener conclusiones.

117

-

Conexión de 800MW

Los datos de entrada empleados para realizar este análisis son los siguientes. Datos generales Potencia del parque Longitud cable Factor de capacidad Precio Datos DC Tensión nº cables Resistencia cable Datos AC Tensión nº cables Sección/cable R cable L cable Fcable TRAFO Potencia trafo (MW) Número de trafos Po(kW) Pcc(kW)

800 0-200 0,3 50

MW km MW/h

320 1 0,0291

kV unidad/es ohm/km

220 2 800 0,0221 0,56 0,17

kV terna/s mm2 ohm/km mH/km microF/Km

240 4 110,5 515,95

MW unidad/es kW kW

Tabla 25. Datos empleados para la simulación de pérdidas de una conexión de 800MW

La simulación de pérdidas que se obtiene se resume en el siguiente gráfico.

Pérdidas (MW) en relación con la distancia 35,00

Pérdidas (MW)

30,00 25,00 20,00 15,00

Pérdidas DC (MW)

10,00

Modelo de línea larga (MW)

5,00

0 13 27 40 53 67 80 93 107 120 133 147 160 173 187 200

0,00 Distancia (km)

Figura 110. Representación de las pérdidas en función de la distancia para las dos tecnologías disponibles (800MW). Fuente: Elaboración propia.

118

-

Conexión de 1000MW

Los datos de entrada empleados para realizar este análisis son los siguientes. Datos generales Potencia del parque Longitud cable Factor de capacidad Precio Datos DC Tensión nº cables Resistencia cable Datos AC Tensión nº cables Sección/cable R cable L cable Fcable TRAFO Potencia trafo (MW) Número de trafos Po(kW) Pcc(kW)

1000 0-200 0,3 50

MW km MW/h

320 1 0,0186

kV unidad/es ohm/km

220 2 1200 0,0151 0,52 0,21

kV terna/s mm2 ohm/km mH/km microF/Km

240 5 110,5 515,95

MW unidad/es kW kW

Tabla 26. Datos empleados para la simulación de pérdidas de una conexión de 1000MW

La simulación de pérdidas que se obtiene se resume en el siguiente gráfico.

Pérdidas (MW) en relación con la distancia 40,00

Pérdidas (MW)

35,00 30,00 25,00 20,00 Pérdidas DC (MW)

15,00

Modelo de línea larga (MW)

10,00 5,00

0 13 27 40 53 67 80 93 107 120 133 147 160 173 187 200

0,00 Distancia (km)

Figura 111. Representación de las pérdidas en función de la distancia para las dos tecnologías disponibles (1000MW). Fuente: Elaboración propia.

119

-

Conexión de 1200MW

Los datos de entrada empleados para realizar este análisis son los siguientes. Datos generales Potencia del parque Longitud cable Factor de capacidad Precio Datos DC Tensión nº cables Resistencia cable Datos AC

1200 0-200 0,3 50

MW km MW/h

320 1 0,0132

kV unidad/es ohm/km

Tensión

220

kV

nº cables Sección/cable R cable L cable Fcable TRAFO Potencia trafo (MW) Número de trafos Po(kW) Pcc(kW)

2 2000 0,009 0,49 0,24

terna/s mm2 ohm/km mH/km microF/Km

240 4 110,5 515,95

MW unidad/es kW kW

Tabla 27. Datos empleados para la simulación de pérdidas de una conexión de 1000MW

La simulación de pérdidas que se obtiene se resume en el siguiente gráfico.

Pérdidas (MW) en relación con la distancia 40,00 35,00

Pérdidas (MW)

30,00 25,00 20,00 Pérdidas DC (MW)

15,00

Modelo de línea larga (MW)

10,00 5,00

0 13 27 40 53 67 80 93 107 120 133 147 160 173 187 200

0,00 Distancia (km)

Figura 112. Representación de las pérdidas en función de la distancia para las dos tecnologías disponibles (1200MW). Fuente: Elaboración propia.

120

Para las tres simulaciones se ha empleado los cables calculados automáticamente por el programa, por tanto se considera que son los oportunos para cada caso y cuyas características se han reflejado en la tabla de datos. Además, para el cálculo de las pérdidas en los transformadores en la solución AC se ha empleado un transformador tipo, cuyas características se muestran también en la tabla de datos. De la comparación de las gráficas se puede extraer las siguientes ideas: -

-

-

En todos los casos y para poca distancia, la tecnología con menores pérdidas es la AC debido a que las estaciones conversoras de AC/DC (en especial los IGBTs) presentas pérdidas considerables que no existen en AC. La inclinación de la recta de pérdidas en AC es mayor que en DC, lo que indica que las pérdidas debido al cable son mayores. Las pérdidas están muy condicionadas por los elementos de la conexión, tales como cables o transformadores, a utilizar. Por lo que se recomienda una especial atención en su elección. Los cables en AC tienen una menor resistencia que en DC. Como se vio cuando se analizaron las características técnicas, los cables en AC deben ser de mayor sección o se debe utilizar un mayor número de ternas para poder utilizarse debido a la potencia reactiva. Por tanto, los cables en AC tienen mayor calidad, lo que explica que en el último caso las pérdidas en AC sean menores que en DC. Sin embargo, esto trae consigo un aumento de costes al necesitar instalar un mayor número de cables o cables de mayor sección y menor resistencia. Como ejemplo se muestra la siguiente figura en la que se ha simulado las pérdidas de una conexión de 1200MW con ambas tecnologías y con similares características de cable. Por tanto, se ha utilizado en la simulación un cable con la misma resistencia para AC y DC y se ha instalado dos circuitos.

Pérdidas (MW) en relación con la distancia 35,00

Pérdidas (MW)

30,00 25,00 20,00 15,00

Pérdidas DC (MW)

10,00

Modelo de línea larga (MW)

5,00

0 13 27 40 53 67 80 93 107 120 133 147 160 173 187 200

0,00 Distancia (km)

Figura 113. Representación de las pérdidas en función de la distancia para las dos tecnologías disponibles (1200MW) y mismas condiciones de cable. Fuente: Elaboración propia.

121

En este ejemplo se aprecia claramente como ante las mismas condiciones de cable las pérdidas en DC aumentan muy lentamente mientras que las de AC aumentan mucho más deprisa y son menores a partir de los 93 kilómetros.

8.5. Comparación económica entre HVAC y HVDC en función de la potencia y de la distancia. El coste final de la integración de los parques eólicos offshore depende principalmente de la potencia y de la distancia del enlace. Aunque hay otros factores los cuales pueden influir, como por ejemplo, la profundidad de enterrado, la tensión de la conexión, el cable utilizado o la empresa encargada de la conexión; los más relevantes son la distancia y la potencia del enlace. Para comparar las conexiones en alterna y en continua se propone hacer una tabla de los costes de ambas tecnologías para diferentes potencias y diferentes longitudes de transmisión offshore. Además, para este análisis se ha tomado como referencia los costes de ABB, se ha considerado que la profundidad del mar son 30 metros y que la conexión se realiza a 320kV en continua y 220kV en alterna. De esta forma, los costes de la transmisión HVDC serían los siguientes: HVDC Distancia (km)

Potencia (MW) 600

800

1000

50

.

.

,

€

.

.

,

€

100

.

.

,

€

.

.

,

€

.

.

.

,

150

.

.

,

€

.

.

,

€

.

.

.

200

.

.

,

€

.

.

.

.

.

.

,

.

1200

€

.

,

€

.

.

.

,

€

€

.

.

.

,

€

,

€

.

.

.

,

€

,

€

.

.

.

,

€

Tabla 28. Representación de los costes de HVDC en función de la potencia y de la distancia.

Mientras que los costes en HVAC son los siguientes. HVAC

Potencia (MW)

Distancia (km)

600

800

1000

50

.

.

,

€

.

.

,

€

100

.

.

,

€

.

.

,

€

150

.

.

,

€

200

.

.

.

,

€

.

.

1200 ,

€

.

.

.

,

€

.

.

.

,

€

.

.

.

,

€

.

.

.

,

€

.

.

.

,

€

.

.

.

,

€

.

.

.

,

€

.

.

.

,

€

.

.

.

,

€

Tabla 29. Representación de los costes de HVAC en función de la potencia y de la distancia.

Finalmente si se restan ambas tablas se puede obtener el perfil límite entre el HVAC y HVDC, de esta forma se puede establecer cuál es la tecnología más barata en cada caso. Para obtener

122

el siguiente gráfico se ha restado el coste de la conexión en HVAC menos el coste HVDC de manera que si el resultado es negativo significa que la solución más barata será la HVAC, sin embargo, si el resultado es positivo significa que la tecnología HVDC es más económica.

HVACHVDC

Potencia (MW)

Distancia (km)

600

50

-

.

100

-

.

150

.

200

.

800

. . . .

1000

,

€

-

.

.

,

€

,

€

-

.

.

,

€

,

€

.

,

€

.

. .

.

-

. .

-

,

€

.

,

€

.

1200 ,

, . .

€ €

.

.

. .

,

€

,

€

,

€

.

.

,

€

,

€

.

.

,

€

Tabla 30. Comparación de costes HVDC HVAC en función de la potencia y de la distancia.

Utilizando estos datos se puede obtener el siguiente gráfico en el que se aprecian dos zonas las cuales representan que tecnología sería la más económica en función de la potencia y de la distancia.

Comparación de costes entre HVAC y HVDC 1200

HVDC 1000

50

100 150 Distancia (km)

800

600 200

Potencia (MW)

HVAC

Figura 114. Comparativa de costes entre HVAC y HVDC en función de la potencia y de la distancia. Fuente: Elaboración propia.

El gráfico anterior relaciona cada conjunto de potencia-distancia con una tecnología para parques eólicos offshore. De esta forma la línea entre ambas zonas representa los puntos

123

potencia-distancia que tienen el mismo precio para ambos tipos de conexión. Para combinaciones potencia-distancia que se sitúen a la derecha de esta línea la solución más económica será HVDC, mientras que si el punto se encuentra a la izquierda lo recomendable económicamente es la tecnología HVAC. Esta figura es de gran utilidad pues permite conocer que tecnología es más económica de manera gráfica y sencilla.

124

125

Capítulo 9 – Conclusiones Son varias las conclusiones que pueden extraerse de este trabajo. En primer lugar, se debe destacar que la integración utilizando HVAC es la principal tecnología utilizada por los promotores de los parques offshore para integrarlos a la red, sin embargo, se hace patente que este método tiene ciertas limitaciones. Las limitaciones vienen producidas por los efectos capacitivos que hacen necesaria la compensación de reactiva para mantener los valores de tensión dentro de los nominales. Al mismo tiempo, la potencia reactiva provoca una pérdida de la capacidad de transporte de potencia activa que empeora con el incremento de la distancia y con la tensión. Por esta razón las líneas subterráneas en AC no deberían superar los 100 kilómetros y se diseñarán en valores de tensión más bajos de lo esperado para así disminuir los efectos capacitivos. Sin embargo, valores menores de tensión provocan mayores intensidades, lo que implica mayores pérdidas eléctricas y mayor número de cables a instalar con una mayor sección, lo que provoca mayores costes de inversión. Además, para minimizar los efectos del cable se van a utilizar conductores de mayor calidad y con mejores características físicas, lo que también incrementa los costes. Como respuesta a estas limitaciones aparece la transmisión en corriente continua, la cual no reacciona ante los efectos capacitivos por lo que no presenta problemas con la potencia reactiva. Por tanto, no tiene límites en cuanto a distancia y permite la utilización de cables de menor sección. Sin embargo, el mayor problema de los enlaces en continua es su alto presupuesto, que se concentra principalmente en la plataforma offshore y que representa, en la mayoría de los casos, más del 40% del presupuesto total del proyecto. Se deben hacer grandes esfuerzos en tratar de reducir los costes si se quiere que esta tecnología sea competitiva frente al HVAC, por ello algunas compañías (ABB y Siemens) para sus proyectos futuros ya proponen diseños más compactos en los que se han eliminado sistemas superfluos de manera que se consigue reducir el volumen de la plataforma y con ello se reduce el precio final. Otro inconveniente que se está empezando a superar es la inexperiencia que se pudo ver en los primeros proyectos realizados y que causo grandes retrasos y con ello grandes pérdidas a las empresas encargadas de los enlaces. A día de hoy se tiene una mayor experiencia a la hora de abordar estos proyectos y esto se demuestra en que los últimos proyectos que están siendo construidos no están sufriendo retrasos ni errores graves. Desde el punto de vista económico queda demostrado que el uso de una u otra tecnología va a depender principalmente de la potencia y de la distancia, de manera que para la integración de grandes parques lejanos a la costa estaría justificada una solución HVDC mientras que para pequeños parques cercanos al mar se utilizaría una solución HVAC. Por tanto, se puede también concluir que parques lejanos a la costa y de menos de 500MW no son factibles de conectar en ninguno de los dos sistemas. Debido a la necesidad económica de que las conexiones HVDC sean de más de 600MW será común ver que una única conexión de servicio a varios parques en lugar de sólo a uno. De esta manera se generan sinergias que permiten ahorrar costes en la conexión en una línea que además, en principio, es más estable que si fuese en alterna.

126

Las conexiones HVDC salen económicamente viables para la transmisión de grandes potencias, sin embargo, los cables submarinos disponibles tienen una tensión máxima de 320kV, lo que sólo permite conexiones de hasta 1200MW por enlace debido a la limitación de corriente de los IGBTs. Si se desea transportar más energía habría que crear dos enlaces paralelos que serían simétricos, lo que aumenta el tiempo de ejecución del proyecto y los costes del mismo. De esta forma, se hace necesario que las compañías constructoras de cables inviertan en el desarrollo de conductores que permitan mayores tensiones de manera que se pueda reducir la intensidad y con ella las pérdidas y los costes. Con respecto a los fabricantes, Siemens es quien ha apostado más por la tecnología HVDC para la integración de parques y prueba de ello es que ha realizado un total de cinco conexiones de las nueve existentes y es la compañía que ha presentado mejores resultados y menos problemas en comparación con sus competidores (ABB y GE-Alstom). Sin embargo, también es la compañía que tiene unos costes más elevados. Finalmente, en relación con la herramienta, se puede asegurar que es un buen estimador de los costes de la conexión debido a que las evaluaciones de costes que se han realizado de los proyectos adjudicados se han obtenido un error menor al ±10% que era el objetivo marcado. Además, aporta información de gran utilidad al usuario y le permite conocer una gran cantidad de información acerca de cómo sería la hipotética conexión en muy poco tiempo.

127

Anexo 1. Esquema unifilar A continuación se incluye el esquema unifilar simplificado de una conexión en HVDC.

129

Producido por una versión educativa de CYPE

Producido por una versión educativa de CYPE

Anexo 2. Ejemplo de informe A continuación, se adjunta un ejemplo de informe completo generado mediante la herramienta de Análisis Técnico-Económico de Conexión.

130

Autor: Javier Ayuela Lacaba Director: Juan Carlos Pérez Campión Responsable de control e integración a red.

Análisis comparativo de conexión de parques eólicos a la red 1. Datos empleados en el estudio 1.1 Datos generales

Atributo

Valor

Unidades

Potencia del parque

1100

MW

110

km

10

km

Factor de capacidad

0,3

.

Precio

150

€/MWh

Profundidad media del mar

30

metros

Distancia cable offshore Distancia cable onshore

Tabla 1. Datos generales

1.2 Datos AC Tensión fase fase

220

kV

nº cables

2

terna/s

Sección/cable

1600

mm2

R cable

0,0113

Ω/km

L cable

0,5

mH/km

Fcable

0,23

µF/km

I max/cable

1550

A

Material

Cobre

.

XLPE

.

Aislante

Tabla 2. Datos AC

1.3 Datos DC Tensión DC Configuración de tensión

320

kV

(+/-)

.

Configuración IGBTs

Half-bridge

.

nº cables onshore

1

pareja/s

Disposición de los cables

Separados

-

1

Sección cable onshore Resistencia cable onshore Resistencia cable offshore Corriente nominal onshore Corriente nominal offshore Material Aislante Profundidad enterrado

1800

mm2

0,0162

Ω/km

0,0151

Ω/km

1752

A

1791

A

Cobre

.

XLPE

.

1

m

Tabla 3. Datos DC

2. Integración del parque eólico usando HVAC 2.1 Análisis técnico El Cable AC que se instalará tendrá las siguientes características: Tensión (kV) Cable a utilizar

220 Resistencia (Ω/km) 0,0113

Número de ternas 2 Inductancia flat (mH/km) 0,5

Intensidad total (A) 2887 Capacidad (µF/km) 0

Intensidad por cable (A) 1443

Intensidad máxima (A) 1550

Material

Aislante

Cobre

XLPE

Tabla 4. Características cable AC

El cable elegido utilizando la selección automática tiene las siguientes caracteristicas:

Sección (mm2) 1600 Peso cable Cu (Kg/m) 23,7

Diámetro (mm)

Grosor aislamiento (mm)

Diámetro sobre aislamiento (mm)

Cross section of screen (mm2)

Diámetro exterior (mm)

Peso cable Al (Kg/m)

49,8

23

101

185

119,2

13,8

Corriente de Inductancia trefoil Capacidad (µF/km) carga por fase (A/km) (mH/km) 0,23 9,10 0,36

Inductancia flat (mH/km) 0,5

Surge impedance (Ω) 26

Tabla 5. Características cable AC

A continuación se muestra el perfil de tensiones, corriente, potencia activa y reactiva del cable AC en función de la distancia. La distancia 0 se corresponde con el parque eólico y por tanto con el punto donde se genera la energía. Por tanto, la distancia máxima corresponde a la subestación en tierra que es el punto en el que si inyecta la potencia a la red. Para su cálculo se ha empleado el modelo de línea larga y se ha supuesto que la tensión en ambos extremos de la línea es de 1pu.

2

El siguiente gráfico muestra el perfil de tensión a lo largo del cable cuando se exporta la potencia nominal del parque.

Tensión a lo largo del cable (pu) 1,1

Tensión (pu)

1,05 1 0,95 0,9 0

12

24

36

48

60

72

84

96

108

120

108

120

distancia(km) Figura 1. Perfíl de tensión a lo largo del cable

A continuación se muestra el perfil de intensidad.

Intensidad/ Intensidad nominal cable 1,00

Intensidad (pu)

0,98 0,96 0,94 0,92 0,90 0,88 0,86 0

12

24

36

48

60

72

84

96

distancia (km) Figura 2. Perfíl de intensidades a lo largo del cable

La diferencia de potencia activa en los extremos del cable muestra las pérdidas en la transmisión.

Potencia activa (MW) Potencia activa (MW)

1105,0 1100,0 1095,0 1090,0 1085,0 1080,0 1075,0 1070,0 0

12

24

36

48

60

72

84

96

108

120

distancia (km) Figura 3. Perfíl de potencia activa a lo largo del cable

3

Finalmente, se muestra el consumo y la generación de potencia reactiva a lo largo de la distancia.

Potencia reactiva (Mvar) Potencia reactiva (Mvar)

300,0 200,0 100,0 0,0 -100,0

0

12

24

36

48

60

72

84

96

108

120

-200,0 -300,0 -400,0 -500,0

distancia (km) Figura 4. Perfíl de potencia reactiva a lo largo del cable

Mientras que los resultados obtenidos se encuentran en la siguiente tabla:

Distancia (km)

Tensión (pu)

0 12 24 36 48 60 72 84 96 108 120

1,00 1,01 1,01 1,01 1,01 1,02 1,01 1,01 1,01 1,01 1,00

Intensidad/ I Potencia activa max cable (MW) 0,99 0,97 0,95 0,93 0,92 0,91 0,91 0,91 0,92 0,92 0,94

1100,0 1098,1 1096,3 1094,6 1092,9 1091,3 1089,7 1088,0 1086,4 1084,8 1083,1

Potencia reactiva (Mvar) -387,1 -328,6 -268,2 -206,3 -143,3 -79,6 -15,7 48,1 111,4 173,6 234,4

Tabla 6. Datos de la transmisión AC

2.1.1. Resumen técnico Valor máximo de tensión Intensidad dentro de los límites del cable Potencia reactiva parque eólico Potencia reactiva subestación en tierra Pérdidas debidas al cable

1,02 pu SI Consumida Generada 16,9 MW

2.2 Análisis económico El coste aproximado del sistema es: 1.148.407.132,79 €

4

3. Integración del parque eólico usando HVDC

Para el estudio de transmisión en corriente continua se modela el conjunto dividiéndolo en sus 5 componentes principales. Estas 5 componentes se encuentran representadas en la siguiente figura y son las siguientes: Estación Onshore Cable Onshore Cable Offshore Estación Offshore Subestación AC

Figura 5. Esquema de los elementos de la conexión

3.1. Estación Onshore Se trata de la estación conversora que se coloca en tierra y que recibirá la potencia generada por el parque eólico en forma de corriente continua. Con el uso de IGBTs transformará la corriente continua a alterna para integrarla en la red.

Estación onshore

Valor

Unidad

Potencia estación

1100

MW

Configuración de tensión

(+/-)

.

Configuración IGBTs

Half-bridge

.

Tensión DC

320

.

Corriente en DC

1718,75

A

IGBTs a utilizar

106,7

Unidades

Tabla 7. Características estación onshore

Coste por compañía Fabricante Coste

Siemens 170.762.563,20 €

ABB 150.419.266,13 €

Alstom 144.413.440,00 €

Tabla 8. Coste de la estación onshore en función del fabricante

5

3.2. Cable onshore Este apartado hace referencia al cable instalado en tierra. Por lo general se instalará enterrado pero podría instalarse de manera superficial. Sus características serán: Cable onshore Sección cable onshore Tensión DC Corriente nominal onshore

Valor

Unidad

1800

mm2

320

kV

1752

A

Número de cables

1

pareja/s

Disposición de los cables

Separados

.

Longitud por cable

10

km

20

km

Cobre

.

XLPE

.

1

m

Longitud total de cable Material Aislante Profundidad enterrado

Tabla 8. Características cable onshore

Las características del cable son: Sección (mm2)

Peso del cable (kg/m)

Diámetro (mm)

Resistencia por fase a 20ºC (Ω/m)

1800

13

115

0,0162

Tabla 9. Características cable onshore

16.205.250,21 €

Coste

3.3. Cable offshore Este apartado hace referencia al cable instalado en el lecho marino. Sus características serán: Cable offshore Sección cable offshore Tensión DC Corriente nominal offshore Número de cables Disposición de los cables Longitud por cable Longitud total de cable Material Aislante Profundidad enterrado

Valor

Unidad

1200

mm2

320

kV

1791

A

1

pareja/s

Separados

.

110

km

220

km

Cobre

.

XLPE

.

1

m

Tabla 10. Características cable offshore

6

Las características del cable son:

Sección (mm2)

Peso del cable (kg/m)

Diámetro (mm)

1200

40

126

Resistencia por fase a 20ºC (Ω/m) 0,0151

Tabla 11. Características cable offshore

241.864.118,03 €

Coste

3.4. Estación conversora offshore Este apartado hace referencia a la estación conversora instalada en el mar que transforma la energía alterna de los aerogeneradores en energía continua para su transmisión. Sus características técnicas son las siguientes: Estación offshore

Valor

Unidad

Potencia estación Configuración de tensión

1100

MW

(+/-)

.

Configuración IGBTs

Half-bridge

.

Tensión DC Corriente en DC IGBTs a utilizar

320 1718,75 107

. A Unidades

Tabla 12. Características estación conversora offshore

Plataforma

Largo (m)

Ancho (m)

Siemens ABB

97 82

60 54

Dimensiones (m2) 5843 4414

Tabla 13. Dimensiones topside

Coste por fabricante Fabricante Coste

Siemens 524.195.563,20 €

ABB 503.852.266,13 €

Alstom 497.846.440,00 €

Tabla 14. Coste por fabricante

3.5. Subestación AC La subestación AC también se conoce por el nombre de colector AC. Hasta aquí llegan los cables provenientes de los aerogeneradores (array cables) y eleva la tensión hasta típicamente 132 o 220kV. Se diseña como una subestación GIS con el objetivo de ocupar el menor espacio posible. Su potencia nominal dependerá de las características del parque pero suele estar comprendido entre los 300 y 600MW. En este proyecto se instalará aproximadamente: Subestación AC Número de subestaciones Potencia por subestación

Valor

Unidad

2

unidades

550

MW

Tabla 15. Características subestación AC

7

La subestación AC se puede descomponer en los siguientes elementos que presentan los siguientes costes:

Componente

Valor por cada subestación

Topside

31.340.000,00 €

Jacket

8.676.700,00 €

Instalación

7.380.700,00 €

Equipo eléctrico

45.062.422,36 €

Total Número de subestaciones

92.459.822,36 €

Total

2

unidades 184.919.644,72 €

Tabla 16. Costes por elemento de la subestación AC

8

4. Análisis de capex A continuación se muestra la tabla resumen con todos los costes desglosados por fabricante así como el total. Fabricante Estación onshore(DC)

Siemens 170.762.563,20 €

ABB

Alstom

150.419.266,13 €

144.413.440,00 €

Cable onshore

16.205.250,21 €

Cable offshore

241.864.118,03 €

Estación offshore Subestación AC offshore

524.195.563,20 €

503.852.266,13 €

AC

497.846.440,00 € 184.919.644,72 €

Total

1.137.947.139,36 €

1.097.260.545,23 €

1.085.248.892,96 €

1.148.407.132,79 €

€/MW

1.034.497,40 €

997.509,59 €

986.589,90 €

1.044.006,48 €

Tabla 16. Resumen de costes por fabricantes y por tecnologías

El presupuesto para el proyecto en HVDC se reparte de la siguiente manera entre los distintos componentes.

Reparto del presupuesto 100% 17% 80% 60%

46%

40% 22%

20%

1% 14%

0% Estación onshore(DC)

Cable onshore

Estación offshore

Subestación AC offshore

Cable offshore

Figura 5. Reparto del presupuesto por componente

9

5. Comparativa de pérdidas A plena carga, la distribución de las pérdidas en el enlace DC ocurre de la siguiente manera.

Contribución de cada elemento a las pérdidas totales en DC para la potencia máxima del sistema Pérdidas cable onshore 28% Pérdidas cable offshore 28% Perdidas estacion conversora offshore 40%

Perdidas estacion conversora onshore

4%

Figura 6. Reparto de las pérdidas por componente

Asimismo, es interesante conocer las pérdidas de la conexión HVAC y HVDC para los distintos valores posibles de potencia producida. El siguiente gráfico muestra esta comparación entre ambas tecnologías.

Pérdidas frente a potencia producida 30 Pérdidas (MW)

25 20

Pérdidas DC (MW)

15

Perdidas AC (MW)

10 5 0 0

100 200 300 400 500 600 700 800 900 10001100 Potencia producida (MW)

Figura 7. Pérdidas de ambas tecnologías en función de la potencia transmitida

Por último se desea conocer el valor aproximado de la energía perdida al año para ambas tecnologías y el coste económico anualizado que supone.

Energía (GW/año) Euros

AC

DC

Diferencia

58,8

64,0

5,2

8.817.045,31 €

9.601.643,92 €

784.598,61 €

Tabla 17. Resumen pérdidas

10

6. Coste en función de la distancia Se han estimado los costes de ambas tecnologías para el rango de distancia establecido, de manera que los resultados se resumen en el siguiente gráfico.

Coste €

Coste de cada tecnología en función de la distancia .4

.

.

€

.

.

.

€

.

.

.

€

8

.

.

€

6

.

.

€

HVAC

4

.

.

€

HVDC

.

.

€ - € 30 42 54 66 78 90 102 114 126 138 150 Distancia (km) Figura 8. Costes de cada tecnología en función de la distancia

Punto de corte entre las dos tecnologías: 84 kilómetros

11

Anexo 3. Datos de parques conectados en HVAC (Ofgem, s.f.) A continuación se recogen datos técnicos y económicos de la conexión eléctrica de la mayoría de los parques eólicos offshore de Reino Unido en los que se utiliza la corriente alterna para su integración.

142

Proyecto

Conexión

London array Greater Gabbard

Anholt Walney 2 Walney 1 Sheringham Shoal

3 circuitos de cables tripolares+1cable triplar para unir otro parque 1 circuito cable tripolar 1 circuito cable tripolar 1 circuito cable tripolar 2 circuitos de cables tripolares

Coste original

Coste en libras

£ 458.900.000,00

£ 458.900.000,00

£ 343.700.000,00

£ 343.700.000,00

1,3b DDK

Long onshore (km)

Long offshore (km)

Potencia Tensión (mW) (kV)

Distancia total (km)

£/km

4x54

630

132

54

8.498.148,15 £

3x0,59

3x45,5+16

500

132

50,9233333

6.749.361,79 £

£ 146.520.000,00

1x56

1x25

400

220

81

1.808.888,89 £

£ 109.800.000,00

£ 109.800.000,00

3x5

1x43,7

183,6

132

48,7

2.254.620,12 £

£ 105.400.000,00

£ 105.400.000,00

3x2,7

1x43

183,6

132

45,7

2.306.345,73 £

£ 193.100.000,00

£ 193.100.000,00

2x21,5

2x44

316,8

132

65,5

2.948.091,60 £

Thanet

2 circuitos de cables tripolares

£ 163.500.000,00

£ 163.500.000,00

2x2,4

2x26,2

300

132

28,6

5.716.783,22 £

Gwynt y Mor

4 circuitos de cables tripolares

£ 351.900.000,00

£ 351.900.000,00

4x11

4x21,3

576

132

32,3

10.894.736,84 £

Lincs

2 circuitos de cables tripolares

£ 307.000.000,00

£ 307.000.000,00

2x12

2x48

270

132

60

5.116.666,67 £

£

65.500.000,00

£

65.500.000,00

2x1,8

2x12,5

180

14,3

4.580.419,58 £

£

33.600.000,00

£

33.600.000,00

3x3

1x27

90

132

30

1.120.000,00 £

1x2,8

1x42

158

132

44,8

2.319.196,43 £

Robin Rigg Barrow Ormonde

1 circuito cable tripolar 1 circuito cable tripolar

£ 103.900.000,00

£ 103.900.000,00

West of Duddon Sands Westermost Rough Burbo bank Gunfleet Sands 1 and 2 Kriegers Flak

2 circuito cable tripolar 1 circuito cable tripolar 1 circuito cable tripolar 1 circuito cable tripolar

£ 268.900.000,00

£ 268.900.000,00

2x3

2x41

388

132

44

6.111.363,64 £

£ 156.700.000,00

£ 156.700.000,00

1x11

3x15

210

132

26

6.026.923,08 £

£ 230.000.000,00

£ 230.000.000,00

3x10,5

1x26

254,2

220

36,5

6.301.369,86 £

£

49.500.000,00

£

49.500.000,00

1x9,3

1x3,8

173

132

13,1

3.778.625,95 £

3,5b DDK

£ 394.490.000,00

2x44

2x5,27

600

220

49,27

8.006.697,79 £

144

Anexo 4. Datos de estaciones conversoras onshore Siemens (Siemens, s.f.) Tipo

Potencia Tensión (MW) (kV)

Enlace

Siemens Plus Ultranet Fullbridge Siemens Plus Nemo HalfLink bridge Siemens Transbay Plus Siemens EspañaPlus Francia

Diferencia tensión (kV)

2000

±380

760

1000

±400

800

400

±200

400

2000

±320

640

Precio original

Precio en la misma moneda

€

€ o cable 150m$ (Oct-2007)

Precio/IGBTs

.

.

,

€

253

.

.

,

€

.

.

,

€

133

.

.

,

€

,

€

67

,

€

107

.

€

IGBTs

.

.

.

. .

, .

€ ,

€

ABB (ABB, s.f.) (ABB, s.f.) Tipo

Enlace

ABB Light

North Sea Link (UKNorway) Namibia

1400

-525

Diferencia tensión (kV) 1050

300

350

350

NorwayDenmarkt

700

-300

600

Michigan punto a punto

200

-71

142

ABB Light ABB Light ABB Light

Potencia Tensión (MW) (kV)

Precio original

Precio en la misma moneda

450m$ (Jul 2015)

.

180m$ (Nov2007) 380m$ (Dec 2010) 90m$ (Feb 2012)

.

. .

.

.

IGBTs

Precio/IGBTs

,

€

175

.

.

,

€

,

€

58

.

.

,

€

,

€

100

.

.

,

€

24

.

.

,

€

33649891,57

GE-Alstom (Alstom, s.f.) Tipo Alstom Max sine Alstom Max sine

Enlace

Potencia Tensión (MW) (kV)

Diferencia tensión (kV)

Precio original

Precio en la misma moneda

IGBTs

Precio/IGBTs

France-Italy

1200

-320

640

€

.

.

,

€

107

.

.

,

€

Sweden (SouthWest)

1200

-300

600

€

.

.

,

€

100

.

.

,

€

Anexo 5. Datos cable onshore

Proyecto EspañaFrancia Suecia SouthWest Link Namibia Finlandia Al-Link Norway Uk (North Sea link) Skarregaet 4 (parte Onshore

Longitud Potencia Tensión Intensidad Total (MW) (kV) (A) (km)

Coste original

Empresa

Longitud (Km)

€

Prysmian

2x65

130

1000

320

1562,5

250.000.000,00 €

ABB

2x200

400

600

300

1000

171.821.305,84 €

€

950

950

300

350

857

120.000.000,00 €

€

2x158

316

100

110

455

125.000.000,00 €

160m$

Coste €

340 m€

Nexans

2x250

500

1400

525

1333

340.000.000,00 €

42 m€

Prysmian

1x92

92

700

500

1400

42.000.000,00 €

146

Anexo 6. Datos cable offshore

Proyecto

Tipo de conexión

COBRA Netherlands and denmark Canada

Symetrical monopole (1x) bipolar bipolar (2x) bipolar (2x) monopolar bipolar (2x) bipolar (2x) bipolar

COMETA SAPEI (Italy) VanHal MON.ITA TransBay western link UK Nordlink(parte Noruega) Skagerrak 4 (NorwayDenmark)

Coste

Empresa

Longitud (Km)

Longitud total (km)

Potencia (MW)

Tensión (kV)

Intensidad (A)

250.000.000,00€

Prysmian

2x325

325

700

320

1094

80.000.000,00€

Nexas Prysmian +Nexans

2x50

100

900

350

1286

2x247

494

400

250

800

267.000.000,00€ 400.000.000,00€

Prysmian

2x420

840

1000

500

1000

98.000.000,00€

Nexans Prysmian + Nexas

1x292

292

78

150

520

2x415

830

1000

500

1000

$125.000.000,00

Prysmian

2x85

170

400

200

1000

800.000.000,00€

Prysmian

2x422

844

2200

600

1833

bipolar

500.000.000,00€

Nexas

2x362

724

1400

525

1333

monopole

87.000.000,00€

Nexas

1x137+ 12 onshore

149

700

500

1400

700.000.000,00€

147

Anexo 7. Estudio de mercado A continuación, se muestra la tabla con los datos empleados para el estudio de mercado. El fondo de color de cada parque sigue un código de colores atendiendo a que tecnología emplee.

Tecnología

Sweden

60

HVDC light (ABB)

UK

630

HVAC

Greater Gabbard

UK

500

HVAC

Anholt

Denmark

400

HVAC

Walney 1y2

UK

367

HVAC

Thorntonbank

Belgium

325

HVAC

Sheringham Shoal

UK

317

HVAC

Thanet

UK

300

HVAC

Horns Rev2

Denmark

209

HVAC

Nanhui Wind Farm

China

18

HVDC (otros)

BorWin 1

Germany

400

HVDC light (ABB)

±150

2007

2015

8

BorWin 2

Germany

800

HVDC-VSC (Siemens Plus)

±300

2010

2015

5

Parque Eólico

Conexión

Gotland London Array

Bard Offshore 1 Veja Mate (400MW) Global Tech I (400MW) Albastros (116,8MW) Deutsche Bucht (252MW) Hohe See (500MW)

Trianel Windpark Borkum 1 (200 MW) Trianel Windpark Borkum 2 (250 MW) Borkum Riffgrund 1 (314 MW)

Cleve Hill Substation

País

BorWin 3

Germany

900

HVDC-VSC (Siemens Plus)

Alpha Ventus

Germany

60

HVAC

Tensión Año de (kV) adjudicación

Año entrada en servicio

Potencia (MW)

Años Referencia construcción (ABB, s.f.)

±80

1999 (Wikipedia, s.f.) (Wikipedia, s.f.) (Wikipedia, s.f.) (Wikipedia, s.f.) (Wikipedia, s.f.) (Wikipedia, s.f.) (Wikipedia, s.f.) (Wikipedia, s.f.)

±320

2014

2019 (estimado )

5

(Anon., s.f.) (ABB, s.f.) (ABB, s.f.) (Anon., s.f.) (Siemens, s.f.) (Anon., s.f.) (Tennet, s.f.) (Siemens, s.f.) (Wikipedia, s.f.) (Anon., s.f.) (ABB, s.f.) (Tennet, s.f.)

DolWin1

Germany

800

HVDC light (ABB)

±320

2010

2015

5

148

Parque Eólico Gode Wind 1 (330 MW) Gode Wind 2 (252 MW) Nordsee One (332 MW) Borkum Riffgrund 2 (448 MW)Merkur (396 MW)

Conexión

DolWin2

DolWin3

Meerwind Süd/Ost (288 MW)Nordsee HelWin 1 Ost (295 MW)

País

Germany

Potencia (MW)

916

Tecnología

HVDC light (ABB)

±320

2011

Año entrada en servicio

2017

Años construcción

6

Germany

900

Alstom (VSC)

±320

2013

2017

4

Germany

576

HVDC-VSC (Siemens Plus)

±250 kV

2010

2015

5

±320

2011

2015

4

±320

2011

2015

4

HelWin 2

Germany

690

HVDC-VSC (Siemens Plus)

Butendiek (288 MW)DanTysk (288 MW)Sandban SylWin 1 k (Phase 1) (288 MW)

Germany

864

HVDC-VSC (Siemens Plus)

Amrumbank West (302 MW)

Tensión Año de (kV) adjudicación

Barrow

UK

90

HVAC

Beatrice

UK

10

HVAC

Burbo Bank

UK

254,2

HVAC

Gunfleet Sands 1&2

UK

172

HVAC

Gwynt y Mor

UK

576

HVAC

Humber Gateway

UK

219

HVAC

Kentish Flats

UK

90

HVAC

Lincs

UK

270

HVAC

Lynn and Inner Dowsing

UK

194

HVAC

North Hoyle

UK

60

HVAC

Ormonde

UK

150

HVAC

Rhyl Flats

UK

90

HVAC

Robin Rigg

UK

180

HVAC

Scroby Sands

UK

60

HVAC

Teesside

UK

62

HVAC

Referencia (Anon., s.f.) (ABB, s.f.) (ABB, s.f.)

(Anon., s.f.) (Tennet, s.f.) (Alstom, s.f.) (Anon., s.f.) (Siemens, s.f.) (Prysmian, s.f.) (Anon., s.f.) (Siemens, s.f.) (Prysmian, s.f.) (Anon., s.f.) (Siemens, s.f.)

(Wikipedia, s.f.)

(Wikipedia, s.f.) (Wikipedia, s.f.) (Wikipedia, s.f.) (Wikipedia, s.f.) (Wikipedia, s.f.) (Wikipedia, s.f.) (Wikipedia, s.f.) (Wikipedia, s.f.) (Wikipedia, s.f.) (Wikipedia, s.f.) (Wikipedia, s.f.) (Wikipedia, s.f.) (Wikipedia, s.f.) (Wikipedia,

149

s.f.)

País

Potencia (MW)

Tecnología

UK

210

HVAC

(Wikipedia, s.f.)

UK

389

HVAC

(Wikipedia, s.f.)

EnBW Baltic 1

Germany

48,3

HVAC

EnBW Baltic 2

Germany

288

HVAC

Riffgat

Germany

113

HVAC

Longyuan Rudong Intertidal

China

131,3

HVAC

Donghau Bridge

China

102

HVAC

Rodsand II

Denmark

207

HVAC

Nysted (Rodsand I)

Denmark

166

HVAC

Horns Rev 1

Denmark

160

HVAC

Middelgrunden

Denmark

40

HVAC

Denmark

23

HVAC

Sprogo

Denmark

21

HVAC

Roland 1

Denmark

17,2

HVAC

Avedore Holme

Denmark

10,8

HVAC

600

HVAC

(Wikipedia, s.f.) (Wikipedia, s.f.) (Wikipedia, s.f.) (Wikipedia, s.f.) (Wikipedia, s.f.)

129

HVAC

(Wikipedia, s.f.)

108

HVAC

(Wikipedia, s.f.)

120

HVAC

(Wikipedia, s.f.)

Parque Eólico Westermost Rough West of Duddon Sands

Samso

Gemini Eneco Luchterduinen Egmond aan zee (OWEZ) Princess Amalia

Conexión

Netherlan ds Netherlan ds Netherlan ds Netherlan ds

Lillgrund

Sweden

110

HVAC

Karehamn

Sweden

48

HVAC

Vanern

Sweden

30

HVAC

Block Island Wind Farm

USA

30

HVAC

Tensión Año de (kV) adjudicación

Año entrada en servicio

Años construcción

Referencia

(Wikipedia, s.f.) (Wikipedia, s.f.) (Wikipedia, s.f.) (Wikipedia, s.f.) (Wikipedia, s.f.) (Wikipedia, s.f.) (Wikipedia, s.f.) (Wikipedia, s.f.)

(Wikipedia , s.f.)

(Wikipedia, s.f.) (Wikipedia, s.f.) (Wikipedia, s.f.) (Wikipedia, s.f.)

150

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154