disseny d’un parc eòlic marí (offshore)deeea.urv.cat/public/propostes/pub/pdf/1813pub.pdf ·...

Disseny d’un parc eòlic marí (offshore)

ENGINYERIA TÈCNICA INDUSTRIAL EN ELECTRICITAT

AUTOR: Sergi Gallardo Borràs

DIRECTOR: Francisco González Molina

DATA: Abril 2012.

2


(Índex)




DATA: Abril 2012.

3

Índex general Memòria descriptiva Memòria de càlculs Plànols

Roquetes, 26 d’Abril del 2012

Enginyer Tècnic Industrial

Sergi Gallardo Borràs

4


(Memoria descriptiva)




DATA: Abril 2012.

5

Índex memòria descriptiva

1 Introducció …………………………………………...………………. 1.1 Objecte ……………………………...…………………………………..... 1.2 Abast ……………………………………………………………...…….... 1.3 Antecedents de l’energia eòlica ………………………………...………... 1.4 Avantatges de l’emplaçament marí ……………………...………….......... 1.5 Emplaçament del parc eòlic ………………………...………………….....

2 Estudi energètic del parc …………………………………................. 2.1 Recursos eòlics …………………………………………….……...…........

2.1.1 Naturalesa i causes del vent marí …….……………………........ 2.1.2 Variacions a llarg termini i turbulència ……………………........ 2.1.3 Variació del vent amb l’altura ……………………….……......... 2.1.4 Turbulència atmosfèrica ………………………………..…......... 2.1.5 Valors extrems del vent ……………………………………........

2.2 Mesures del vent …………………………………………………............. 2.3 Ubicació ………………………………………………………….............. 2.4 Tipus d’aerogeneradors ……………………………………………...........

2.4.1 Segons el tipus d’orientaició de l’eix …...…………………........ 2.4.2 Per l’orientació respecte al vent ……………………………....... 2.4.3 Pel número de pales ………………………………………......... 2.4.4 Per la forma d’adequar l’orientació de l’equip a la direcció del vent en cada moment ………………………………………........... 2.4.5 Pel control de potència: segons el mecanisme emprat per a controlar la potència …………………………………………..…........ 2.4.6 Segons el tipus de generador ………………………………........

2.5 Elecció dels aerogeneradors ……………………….………………........... 2.6 Càlcul de la producció ……..…………………………….…..……….......

2.6.1 Reducció per efecte parc o efecte ombra ………..…………....... 2.6.2 Pèrdues elèctriques ……………………………………...…........ 2.6.3 Disponibilitat ……………………………………………............

2.7 Energia produïda pel parc …………………………....……………...........

8 8 8 9 12 15 17 17 17 18 18 18 18 19 20 21 21 21 22 22 22 23 25 26 26 26 30 30

6

3 Qualitat de l’energia dels aerogeneradors ……………………......... 3.1 Introducció ……….…………………………………………..…............... 3.2 Qualitat de l’ona en els sistemes eòlics …………………………….…...... 3.3 Variacions de freqüència ……………………………………………......... 3.4 Variacions lentes de tensió ……………………………………..…............ 3.5 Fluctuacions de tensió i flicker ………………………………………....... 3.6 Desequilibri de fases ………………………………………………........... 3.7 Transitoris i sobretensions ……………………………………...…........... 3.8 Buits i interrupcions breus de tensió ………………………...………........ 3.9 Harmònics i interharmònics …………………………………………........ 3.10 Tendències i desenvolupaments futurs ………………………..…….......

4 Impacte medioambiental ……………………………………….........

4.1 Estudi ambiental del litoral …………………………………………......... 4.2 Selecció d’objectius ambientals relacionats amb la instal·lació de parcs eòlics marins ……………………………………………………............ 4.3 Zonificació de la regió d’estudi ……………………….…..…………....... 4.4 Anàlisi dels possibles efectes sobre el medi ambient ………….……........

4.4.1 Efectes potencials sobre el medi físic ……….…………............. 4.4.2 Efectes sobre el medi biòtic ………………….……………........ 4.4.3 Efectes potencials sobre el medi socioeconòmic ………….........

5 Descripció del projecte ………………………………….....................

5.1 Obra civil …………………………………………………………...........

5.1.1 Distribució dels aerogeneradors al parc ……………………....... 5.1.2 Construcció del parc ……………………………………............. 5.1.3 Equips principals de la instal·lació ………………...……............

5.2 Instal·lació elèctrica ……………………………………….………….......

5.2.1 Instal·lació de BT …………………………..……………........... 5.2.2 Subestació offshore …………………………………...…........... 5.2.3 Subestació onshore …………………………...………................ 5.2.4 Connexió offshore - onshore ……………………………............ 5.2.5 Xarxa MT …………………………………………..………....... 5.2.6 Proteccions ………………………………………………….......

5.3 Integració del sistema eòlic a la xarxa ….....………………………….......

5.3.1 Condicions de connexió ……………………………………....... 5.3.2 Anàlisi estàtic de sistemes de generació eòlica ………...…......... 5.3.3 Estabilitat transitòria ………………………………..……..........

31 32 34 36 37 39 40 40 42 43 45 46 46 47 48 49 49 51 52 55 55 55 55 58 60 60 68 82 89 90 92 99 99 101 102

7

5.3.4 Predicció de la producció eòlica ………………………….......... 5.3.5 Control ……………………………………………………..........

6 Normativa …………………...…………………………………...........

6.1 Centres de transforamció dels aerogeneradors …………………............... 6.2 Cel·les de protecció .…………………………………………..…….......... 6.3 Subestacions ………………………………………….….......................... 6.4 Transformador de potència …………………………................................. 6.5 Parallamps ……………………………………………………................... 6.6 Qualitat de l’energia ……………………………..…………….................. 6.7 Connexió a la xarxa elèctrica ………………….……………….................

7 Bibliografia i Webgrafia ………………………………......................

105 107 109 109 109 110 110 110 111 111 112

8

Memòria descriptiva 1 Introducció 1.1 Objecte Aquest projecte té com a objectiu bàsic estudiar el funcionament i els components d’un parc eòlic marí (offshore), basant-nos en l’exemple del parc eòlic de Horns Rev, a Dinamarca, ja que es tracta d’un parc eòlic marí d’unes característiques similars a les del projecte i perquè és un dels parcs offshore més grans d’Europa. Es comença plantejant les característiques i components d’aquest tipus d’instal·lació respecte a altres formes de generació d’energia com pot ser un parc eòlic terrestre. S’estudia com es genera l’energia d’un parc eòlic marí i quins mètodes i sistemes es fan servir per transportar aquesta energia fins a la costa per injectar- la al sistema elèctric existents. A més d’això també s’estudia la distribució de la xarxa marina entre els aerogeneradors del parc. 1.2 Abast Tal com s’ha dit anteriorment el projecte està basat en les dades del parc eòlic de Horns Rev constuit l’any 2002. Horns Rev està ubicat a uns 18 km de la costa oest de Jutlàndia, Dinamarca, al mar del Nord. Les seves dimensions el converteixen una mena de mini ciutat dintre el mar (6 km de llargada i 5 km de profunditat), compta amb 80 torres que s’eleven a 110 m d’altura i generen un total de 160 MW d’energia. Al plànol 1 de situació, a l’apartat plànols del present projecte, es pot observar la situació d’aquest parc offshore. Aquest parc consta d’aerogeneradors Vestas v80 de 2MW, distribuïts segons el plànol 3 de planta a l’apartat corresponent de plànols, amb un centre transformador a cadascun que eleva la tensió de 690V a 36 kV, presenta una subestació offshore que eleva la tensió de 36 kV a 156 kV per transportar l’energia cap a la costa. La resta de dades que falten per poder analitzar el parc amb profunditat (seccions de cables, tipus de cables de cada tram, intensitats de curtcircuits, el sistema i elements de connexió entre el mar i la costa i la subestació onshore de connexió amb la xarxa existent) han estat suposades i calculades segons aquestes suposicions a l’apartat de càlculs. Els valors que s’han suposat s’han basat en el projecte de fi de carrera de “Líneas y subestación de alta tensión en un parque eólico marino de 200 MW” per similitud entre els dos projectes.

9

1.3 Antecedents de l’energia eòlica Any 5000 aC: es comença a aprofitar l’energia eòlica. Es troben gravats egipcis sobre navegació a vela. Segle II aC: es construeix el primer molí fet per Hero d’Alexandria per a produir sons. Segle VIII: apareixen a Europa els grans molins d’eix horitzontal amb quatre aspes. Els pioners en la construcció d’aquests molins són els holandesos. Segles XII – XIII: es comença a generalitzar l’ús dels molins de vent per a l’elevació de l’aigua i la mòlta de gra a Turquia, Iran i Afganistan i més tard a Europa. Aquests molins tenen entre sis i dotze pales. Primera meitat del segle XIX: El desenvolupament dels molins de vent s’interromp a causa de la revolució industrial i la utilització massiva del vapor, l’electricitat i els combustibles fòssils com a fonts d’energia. Segona meitat del segle XIX: té lloc un dels més importants avenços en l’aprofitament del vent que és l’aparició del molí multipala americà, utilitzat per al bombeig d’aigua. Charles F. Brush construeix als Estats Units l’any 1880 una turbina eòlica de 12 kW de potència per a produir electricitat en corrent contínua, que s’emmagatzema en 12 bateries. Entre 1a Guerra Mundial (1914-1918) i la 2a Guerra Mundial (1939-1945): a causa dels progressos tècnics de les hèlix d’aviació, apareixen els grans aerogeneradors de dos i tres pales per a la producció d’electricitat. Meitat del segle XX: l’holandès Johannes Jull introdueix dos variacions importants en els aerogeneradors: la primera és per a produir corrent alterna enlloc de corrent contínua i la segona és la modificació d’un molí que canvia d’orientació en funció de la direcció del vent. 1957: Dinamarca construeix el Gedser Mill, hèlix de tres pales de 24 metres de diàmetre que produïa una potència de 200 kW a una velocitat de vent de 15 m/s. Crisi del Petroli de 1973 i 1979: permet desenvolupar les energies renovables, sobretot l’eòlica. El primer aerogenerador modern que funciona a Espanya és un prototip instal·lat a Tarifa al 1981. Any 1990: S’instal·la el primer aerogenerador marí a Suècia. Actualment, la majoria dels parcs eòlic offshore en operació es troben al nord d’Europa (Suècia, Dinamarca, Regne Unit, Irlanda, Alemanya i Països Baixos) perquè és tracta de la zona amb major potencial eòlic. Al món es troben en operació, aproximadament 41 parcs eòlic offshore amb 933 turbines. Als països europeus mencionats anteriorment, s’han materialitzat projectes de parcs eòlics offshore en aigües poc profundes de fins 20m, arribant totes elles a prop de 2000 MW de capacitat total instal·lada. Aquest parcs utilitzen turbines eòliques d’alta capacitat nominal (= 1,5 MW) dissenyats per a altes velocitats del vent. Entre les més grans en capacitat total instal·lada destaquen els parcs de quatre països: Dinamarca (Horns Rev, amb 160 MW; Horn Rev II amb 209 MW i

10

Nysted amb 165,6 MW), Regne Unit (Lynn & Inner Dowsing, amb 194,5 MW, Gunfleet Sand, amb 173MW i Robin Rigg, amb 180MW), Suècia (Lillgrund, amb 110.4MW) i Holanda (Princess Amalia, amb 120MW). A la següent taula es mostren els projectes de parcs offshore instal·lats fins l’any 2010 a Europa; no hi ha publicats els projectes del 2011 i 2012.

Ubicació País Any MW Nºturbines Fabricant-Valor nominal

Vindeby Dinamarca 1991 4.95 11 Bonus 450kW Lely (Ijsselmeer) Holanda 1994 2.0 4 NedWind 500kW Tunø Knob Dinamarca 1995 5.0 10 Vestas 500kW Irene Vorrink Holanda 1996 17 28 Nordtank 600kW Gotland (Bockstigen) Suècia 1997 2.5 5 Wind World 500kW

Blyth Offshore Regne Unit 2000 3.8 2 Vestas 2MW Middelgrunden, Copenhagen Dinamarca 2001 40 20 Bonus 2MW

Uttgrunden, Kalmar Sound Suècia 2001 10.5 7 GE Wind 1.5MW

Yttre Stengrund Suècia 2001 10 5 NEG Micon NM72 Horns Rev Dinamarca 2002 160 80 Vestas 2MW Rønland Dinamarca 2002 9 4 Siemens 2.3MW

Frederikshaven Dinamarca 2003 10.6 4 2 Vestas 3MW,1 Bonus 2.3MW y 1 Nordex 2.3MW

Samsø Dinamarca 2003 23 10 Bonus 2.3 MW North Hoyle Regne Unit 2003 60 30 Vestas 2MW Nysted Dinamarca 2004 165.6 72 Bonus 2.3MW Arklow Bank Irlanda 2004 25.2 7 GE 3.6 MW Scroby Sands Regne Unit 2004 60 30 Vestas 2 MW Kentish Flats Regne Unit 2005 90 30 Vestas 3MW Rostock Alemanya 2006 2.5 1 Nordex N90 2.5MW Barrow Regne Unit 2006 90 30 Vestas 3MW Owez Holanda 2006 108 36 Vestas 3MW Moray Firth Regne Unit 2007 10 2 Repower 5Mw

Suizhong 36 Xina 2007 2 1 Goldwind GW70/1500

Lillgrund Suècia 2007 110.4 48 Siemens 2.3MW Beatrice Regne Unit 2007 10 2 Repower 5MW Burbo Bank Regne Unit 2007 90 25 Siemens 3.6MW Princess Amalia Holanda 2008 120 60 Vestas 2MW Hooksiel Alemanya 2008 5 1 BARD 5MW Lynn & Inner Dowsing Regne Unit 2009 194.5 54 Siemens 3.6MW

Sprogo Dinamarca 2009 21 7 Vestas 3MW Avedore Holme Dinamarca 2009 7 2 Siemens 3.6MW Gunfleet Sand Regne Unit 2009 173 48 Siemens 3.6MW

Rundong Xina 2009 30 16 2xUP82-1500/1.5M Mingyog

11

Vindpark Varen Suècia 2009 30 10 WinWind 3MW Thornton Bank 1 Bèlgica 2009 30 6 Repower 5MW Rhyl Flats Regne Unit 2009 90 25 Siemens 3.6MW

Alpha Ventus Alemanya 2009 60 12 Repower 5MW/Areva Multibrid 5MW

Horns Rev II Dinamarca 2009 209 91 Siemens 2.3MW Donghai Xina 2010 102 34 Sinovel 3MW

Xianshui Xina 2010 6 3 Shanghai Electric 2MW

Robin Rigg Regne Unit 2010 180 60 Vestas 3MW Thanet Regne Unit 2010 300 100 Vestas 3 MW BARD offshore Alemanya 2010 20 4 BARD 5 MW Nysted II/ Rodsand II Dinamarca 2010 207 90 EON 2.3 MW

Avedore Holme Dinamarca 2010 7.2 2 Siemens 3.6 MW Storebaelt/Sprogo Dinamarca 2010 21 7 Vestas 3 MW Belwind fase 1 Bèlgica 2010 165 55 Vestas 3 MW Total: 3007.25 MW 1191 turbines

Taula 1. Parcs offshore instal·lats a Europa fins al 2010 [11] S’estima que el parc Horns Rev tindrà una producció de més de 1.000 GWh/any. Més o menys el 3 % de les necessitats elèctriques de Dinamarca i suficient per a cobrir la demanda de consum d’uns 200.000 habitatges. Elsam, el major subministrador d’electricitat de Dinamarca, té assegurat un preu de venda de 0,044 € per kWh per a l’energia que produeixi aquesta instal·lació durant uns 10 anys de producció. Quan passin aquests 10 anys, l’energia generada pel parc, el cost de construcció del qual ascendeix a 268 milions d’euros, serà venuda a preu de mercat.

12

1.4 Avantatges de l’emplaçament marí Els parcs eòlics situats al mar, coneguts internacionalment com “offshore”, són una forma cada cop més utilitzada d’aprofitar l’energia renovable del vent. Alguns països com Alemanya, que és un país líder en utilitzar energia eòlica, està implementant plans de govern per a anar augmentant el seu ús, un d’aquests plans s’anomena “Estratègia sostenible per al desenvolupament de parcs eòlics marins”. El repte amb el que s’afronta la humanitats és satisfer la creixent demanda d’energia i, al mateix temps, afrontar l’amenaça igualment urgent del canvi climàtic. El diòxid de carboni és el principal gas responsable de l’increment de l’efecte hivernacle. Assumint que el valor mitjà de diòxid de carboni evitat mitjançant el canvi a energia eòlica és de 600 tones per GWh produït, la disminució anual segons aquest escenari serà de 1.856 milions de tones de CO2 al 2020 i 4.800 milions de tones al 2040. La reducció acumulada seria de 11.768 milions de tones de CO2 al 2020 i 86.469 al 2040. Tot i els majors costos d’intal·lació d’un parc eòlic offshore respecte un terretre, els principals avantatges dels parcs eòlics situats al mar són:

• Produeixen més energia que els situats a la terra (fins un 40 % més), a causa de les constants i fortes brises marines. A 100 m d’altura hi ha una velocitat de l’aire promig de 10.4 m/s (37 km/h). De 4000 a 4500 hores de càrrega anual respecte 3000 a 3500 hores en terrestres.

• El fet d’instal·lar un parc eòlic al mar permet aprofitar per a altres usos aquell espai

de terra que s’hauria destinat per a la construcció d’aquest parc.

• Representa una gran disminució en l’emissió de gasos d’efecte hivernacle, ja que l’energia generada per un parc eòlic no la cal generar per qualsevol altra central tèrmica o nuclear. Així un parc eòlic de 10 MW evita que es generin al any 28.480 Tn de CO2.

• L’energia eòlica promou un futur energètic net i sostenible, disminuint la

dependència dels combustibles fòssils.

• El fet de col·locar un parc eòlic al mar permet eliminar el soroll que generen les turbines eòliques en llocs habitables, i per tant, l’impacte social és menor, tal com es pot veure a la figura 1.

13

Figura 1. Nivells relatius de soroll [5]

• Les velocitats promig del vent a la mar són majors que a la terra, amb la qual cosa

la potència eòlica disponible és major amb respecte als parcs eòlics marítims ubicats a la costa més propera, tal com es pot observar a la figura 2.

Figura 2. Intensitat del vent a Europa en funció de l’altura [11]

14

• La instal·lació de 50.000 turbines eòliques als mars europeus podria generar suficient energia per a satisfer les necessitats de 150 milions de famílies europees.

Els avantatges comuns dels parcs eòlics marins i terrestres respecte altres formes d’energia són els següents: • El preu del kWh produït en un parc eòlic ha anat baixant durant el transcurs del

temps fins al punt que l’explotació d’aquesta font energètica ja la consideren rentable les grans empreses privades productores d’electricitat. Dinamarca, Espanya, Estats Units, Índia i Alemanya han realitzat les majors inversions en generació d’energia eòlica. Dinamarca és, en termes relatius, la més destacada en quan a fabricació i utilització de turbines eòliques, amb el compromís realitzat als anys 1970 d’arribar a obtenir la meitat de la producció d’energia del país mitjançant el vent. Actualment genera més del 20 % de la seva electricitat mitjançant aerogeneradors, el major percentatge que qualsevol altre país, i és el cinquè en producció total d’energia eòlica, a pesar de ser el país número 56 en quan a consum elèctric. Pel que fa a l’energia eòlica marina a Espanya podem destacar que no té una implantació tant destacada com a la resta de països del nord, donat que el potencial eòlic és relativament menor. De fet, fins al 2014 no s’espera que hi hagi parcs eòlics marins en funcionament.

• Un altre avantatge fonamental de l’energia eòlica és que reemplaça les despeses en

energia nuclear i petroli per mà d’obra. La utilització de l’energia eòlica genera molts més llocs de treball que les fonts d’energia centralitzada i no renovable. A més la seva instal·lació és ràpida, entre 6 mesos i un any.

15

1.5 Emplaçament del parc eòlic La principal limitació per al desenvolupament d’un parc “offshore” són els costos unitaris d’inversió, que són majors degut fonamentalment a les despeses de construcció i d’interconnexió elèctrica amb la costa. Els costos de l’energia produïda per un parc eòlic marítim depenen del recurs eòlic, la distància de la costa i la profunditat de l’aigua. El desenvolupament que han tingut aquests parcs durant els últims anys i les perspectives que presenten en un futur proper en diversos països ha depès de les reduccions dels costos de cimentacions i la transmissió de potència, l’increment de les dimensions de les turbines i la major productivitat en relació amb les turbines a terra. Les condicions del clima més severes i les llargues distàncies de les costes fan que s’incrementin els costos de manteniment i disminueixi la disponibilitat del temps de funcionament al aparèixer reparacions inesperades. En la següent taula s’exposa que la suma dels costos de cimentació i instal·lació és molt superior, amb la qual cosa s’ha de tractar d’arribar als mínims costos de construcció per kilowatt; d’aquí que mentre les potències de les turbines siguin majors, són més factibles econòmicament. Distància de la costa 30 km 50 km 70 km Cimentació 35 – 38 % 43 – 51 % 45 – 47 % Instal·lació 9 – 13 % 11 – 19 % 10 – 23 % Connexió a la xarxa 31 – 67 % 44 – 83 % 51 – 114 % Altres despeses 7 – 24 % 7 – 24 % 7 – 24 % _________ __________ __________ 82 – 142 % 105 – 177 % 113 – 208 %

Taula 2. Costos estimats addicionals dels parcs eòlics marítims respecte els parcs eòlics terrestres [20]

L’evolució de la tecnologia dels aerogeneradors ha aconseguit unes màquines amb un temps de vida de més de vint anys i un període de manteniment d’un dia per cada tres mesos d’ús. La disponibilitat de les màquines, o sigui, el temps efectiu d’ús és del 99.7 % a l’any 2009 enfront al 60 % de disponibilitat que tenia a l’any 1984. Actualment el sistema més rentable és el de parcs eòlics, és a dir, zones on s’instal·len un gran nombre d’aerogeneradors. Degut a això, la tendència és la fabricació de turbines multimegawatt per a les instal·lacions eòliques marítimes. El parc eòlic offshore de Horns Rev es troba situat a la costa oest de Jutlàndia, al mar del Nord. Les coordenades del parc són: 55.529722 N, 7.906111 E. Es troba a una distància de 18 km de la costa de Dinamarca. Es pot veure la situació del parc al plànol 1 de situació o a la següent figura (cercle senyalat dins al mar).

16

Figura 3. Situació del parc eòlic [15]

17

2 Estudi energètic del parc 2.1 Recursos eòlics 2.1.1 Naturalesa i causes del vent marí El vent és producte de l’escalfament de la superfície de la terra a causa del Sol. La insolació varia amb la latitud i l’aigua absorbeix la calor més ràpidament que la terra, amb les consegüents diferències de temperatura. Durant el dia la terra està més calenta que l’aigua i per tant la circulació de l’aire és la que es mostra en la figura:

Figura 4: Circulació de l’aire durant el dia [17]

A la nit, l’acció es la contrària, l’aigua conserva el calor del dia i la terra està més freda, donant lloc a la següent circulació de l’aire:

Figura 5: Circulació de l’aire durant la nit [17]

El vent és el flux de convecció que contínuament intenta ajustar els desequilibris termodinàmics resultants. Tal com passa amb la radiació solar, la inclinació de la terra proporciona al vent una certa estacionalitat, en canvi, la massa de l’aire, la pròpia rotació de la terra i la naturalesa del terreny li confereix al vent un model de distribució molt complex. A més, el vent és més fort sobre els oceans que sobre els continents, ja que el relleu i la vegetació frenen el moviment de l’aire. Tot i que els recursos eòlics terrestres estan àmpliament distribuïts, prevalen al llarg de les costes marines, en les més altes elevacions i en les majors latituds. Per a situar el repartiment geogràfic del vent al sòl, s’han confeccionat mapes que indiquen la direcció i velocitat del mitjana del vent en la superfície terrestre i s’ha trobat que les zones més favorables per a la producció d’energia eòlica estan situades sobre els continents a la vora de la costa. És per això que l’energia eòlica marina està sent una de les alternatives més prometedores en aquests últims anys.

18

2.1.2 Variacions a llarg termini i turbulència Una de les característiques més importants del vent es la seva variabilitat, tant espacial com temporal, en un ampli rang d’escales. Hi ha variacions estacionals o mensuals del vent, és ben conegut que hi ha mesos més ventosos que d’altres. També és conegut que hi ha anys de més vent, o dècades. La major part de l’energia que s’extraurà del vent estarà associada a períodes majors de deu minuts. Els temps de resposta dels sistemes elèctrics o de control són menors que deu minuts i s’han d’estudiar com a resposta a la component turbulenta del vent. Per tant, la part turbulenta del vent es tracta d’una variació a curt termini que afectarà als sistemes elèctrics i de control i serà estudiada tot seguit a l’apartat 2.1.4. 2.1.3 Variació del vent amb l’altura Tal com s’ha dit anteriorment, el vent varia espacialment, sent aquestes variacions en grans escales o en escales més petites associades a les pertorbacions locals del vent degut a la orografia. L’estudi d’aquesta variació és de gran importància per les següents raons:

1 – A major altura hi ha major velocitat de vent i per tant la potència produïda per les turbines és major. D’altra banda, com més alta sigui la torre major és el seu cost, sent per tant necessari optimitzar el sistema a causa de la inestabilitat de la torre. L’increment del vent amb l’altura és una de les raons per les que es tendeix a fabricar turbines de major potència i diàmetre sustentades per torres més altes.

2 – Cada pala al girar es troba amb vent variable, pel que es generen càrregues alternatives que produeixen fatiga als components mecànics i fluctuacions en la potència elèctrica que deterioren la qualitat de l’energia generada.

A mesura que es redueix la distància al sòl apareix un efecte de fregament i el vent es frena. Aquest procés de frenat succeeix a la capa límit terrestre el gruix de la qual varia segons les condicions climatològiques de la zona. Aquesta distància a la que pot aparéixer l’efecte de fregament pot anar des dels 2 km als 100 m. 2.1.4 Turbulència atmosfèrica La turbulència són les fluctuacions ràpides i desordenades de les magnituds fluides, fonamentalment de la velocitat, al voltant d’un valor mig que varia més lentament amb el temps. Aquesta variació no és només temporal sinó espacial, de manera que el camp de velocitats incident sobre una turbina eòlica en un instant determinat pot ser fortament no uniforme i, en conseqüència, generar fluctuacions de potència. La intensitat de la turbulència disminueix amb l’altura i com més rugós sigui el terreny major serà el seu valor. En aquest cas, al tractar-se d’un emplaçament marí, aquest valor serà mínim i només dependrà de l’altura de les torres.

19

2.1.5 Valors extrems del vent Es convenient fer un estudi estadístic sobre els valors mitjans màxims de vent de la zona. En aquest projecte, com no es tenen dades estadístiques de la zona, no es realitzarà l’estudi corresponent a aquest apartat. 2.2 Mesures del vent El mapa eòlic d’europa occidental realitzat l’any 1989 per la Risoe National Laboratory Vector Graphics assenyala com una zona viable per a l’emplaçament d’un parc eòlic marí la regió situada a uns 18 km de la costa de Blåvands Huk, Dinamarca. Aquesta regió és on es troba situat el parc eòlic marí de Horns rev, amb una potència de 160 MW. Consta de 80 torres que s’eleven a 110 m d’altura. La següent imatge mostra el mapa eòlic de Dinamarca. Es pot observar com les direccions de vent dominant en aquest país són la Oest i la Sudoest, de manera que els emplaçaments costers orientats a l’oest i al sudoest tenen, en diferència, el major contingut energètic del vent (àrees roges i grogues) sobre uns 500 W/m2.

Figura 6. Mapa eòlic de Dinamarca [16]

20

Aquest mapa presenta una elevada resolució, en el qual l’àrea de tot els país (44.000 km2) ha estat dividida en 1,1 milions de quadrats de 200 x 200 m cadascun, i la velocitat mitjana del vent ha estat calculada en cada quadrat. 2.3 Ubicació Per tal d’analitzar el potencial eòlic, així com per estimar la producció total i per sectors de la zona i obtenir la situació òptima dels aerogeneradors, ens basarem en el mapa eòlic d’europa occidental realitzat l’any 1989 per la Risoe National Laboratory Vector Graphics. També s’ha tingut en compte que la ubicació de les màquines no afecti al medi ambient o a l’entorn natural ni al trànsit marítim costaner. Dos criteris contraposats que també s’han suposat són per una banda l’aproximació entre màquines, per evitar l’augment innecessari de zones afectades, i per l’altre, el distanciament aconsellable per motius de seguretat i ombra entre elles. En aquest cas és preferible distanciar les màquines per reduir l’ombra que puguin generar ja que al estar al mar l’afectació de les zones és menor. En aquest darrer punt és determinant la rosa dels vents de la zona, coneguda a traves de les mesures establertes, ja que la posició de les pales dels aerogeneradors haurà de ser perpendicular a la direcció predominant del vent, en aquest cas de N-NO. Amb aquesta posició disminuirà les indesitjables pèrdues de producció ja sigui per efecte ombra o per efecte del parc, és a dir, evitarà la turbulència que apareix a la part posterior de cada aerogenerador, la qual fa que en minvi la producció.

Figura 7. Rosa dels vents [4]

El darrer pas és el de la microlocalització, que consisteix en variar les posicions dels aerogeneradors per maximitzar la seva producció. Aquest procés és reiteratiu i llarg, però necessari per tal d’optimitzar el rendiment energètic del parc eòlic i es realitzaria amb programes informatics especialitzats. Després de tenir en compte tots els factors exposats han de quedar definits els tres punts on es preveu la ubicació dels aerogeneradors, tal i com es veu reflexat al plànol 2 d’emplaçament.

21

2.4 Tipus d’aerogeneradors Els aerogeneradors es poden classificar atenent a diversos criteris:

2.4.1 Segons el tipus d’orientació de l ’eix:

a. D’eix vertical (VAWT): l’eix de rotació es troba perpendicular al terra i a la direcció del vent. El seu principal avantatge és l’eliminació dels mecanismes de direccionament i orientació. Tot i això generen menys energia que els horitzontals i necessiten una aportació d’energia per a l’arrencada. N’hi ha de diversos tipus:

Figura 8. Darrieus [12] Figura 9. Sabonius [12]

b. D’eix horitzontal (HAWT): són els més utilitzats. El seu eix de rotació es troba paral·lel al terra i a la direcció del vent. El seu principal avantatge és que aprofiten millor els corrents d’aire i permeten obtenir una eficàcia més elevada. El principal desavantatge és el transport d’aquests aerogeneradors a causa de les seves elevades dimensions i la força aerodinàmica que han de suportar les pales.

Figura 10. Horitzontal [12]

2.4.2 Per l’orientació respecte al vent:

Figura 11. A barlovent o a proa Figura 12. A sotavent o popa (Rotor de cara al vent) [12] (Rotor de cul al vent) [12]

22

2.4.3 Pel número de pales:

Figura 13. Figura 14: Figura 15. Figura 16. D’una pala amb De dos pales [12] De tres pales [12] Multipala [12] contrapès [12]

2.4.4 Per la forma d’adequar l’orientació de l’equip a la direcció del vent en cada moment: Segons el mecanisme emprat per a dirigir el rotor perpendicularment al vent, els aerogeneradors es classifiquen en els següents mètodes:

Figura 17. Mitjançant conicitat Figura 18. Mitjançant penell Figura 19. Mitjançant i engranatges [12] [12] molins auxiliars [12]

2.4.5 Pel control de potència: segons el mecanisme emprat per a controlar la potència que s’obté del generador, els aerogeneradors poden ser:

• De velocitat variable: l’objectiu d’aquest sistema de control és la generació

de la màxima potència, és a dir, seguir el punt de màxima potència. Per a velocitats de vent superiors a la nominal, la captura energètica es limita a traves del control de pas de pala. Una solució que permet l’operació a velocitat variable de la turbina, mantenint la velocitat del generador constant, consisteix en una transmissió mecànica on l’eix de sortida gira a velocitat constant, mentre que l’eix d’entrada gira a velocitat variable. No obstant, la solució més adequada consisteix en l’ús d’un canviador de freqüència entre el generador i la xarxa, ja que l’operació a velocitat variable de les turbines eòliques requereix l’operació a velocitat variable del generador connectat a una xarxa de freqüència constant.

23

• De velocitat fixa: la velocitat de gir d’un generador elèctric directament connectat a la xarxa és constant, donat que la freqüència de la xarxa és constant. La relació entre aquestes magnituds ve donada per l’expressió:

pf

n ss

·60= (1)

on ns és la velocitat de gir del generador en min-1, fs és la freqüència de la xarxa en Hz i p és el nombre de parell de pols del generador.

2.4.6 Segons el tipus de generador:

• Generador d’inducció amb control de lliscament: es realitza un control del lliscament d’un generador d’inducció de rotor bobinat a través de la regulació d’una resistència connectada al seu circuit rotòric. Permet controlar de forma dinàmica el parell electromagnètic del generador en un marge de ve locitat comprès entre la velocitat de sincronisme i una velocitat un 10 % per sobre aquest valor.

Figura 20. Generador d’inducció amb control de lliscament [8]

• Generador asíncron de doble alimentació: es tracta d’un generador asíncron de rotor bobinat en el qual s’alimenta el rotor de la màquina amb un convertidor de freqüència compost per dos convertidors electrònics CA/CC reversibles. Amb aquest convertidor es pot regular l’amplitud, freqüència i fase de la tensió aplicada al rotor, cosa que permet realitzar un control vectorial de la màquina per a regular el parell electromagnètic i el factor de potència del generador en un ampli marge de velocitats de gir. Aquest és l’aerogenerador emprat en aquest projecte.

Figura 21. Generador asíncron de doble alimentació [8]

24

• Generador asíncron de gàbia: es tracta d’un generador asíncron de gàbia d’esquirol que pot funcionar com un generador elèctric de velocitat constant. Si volem que funcioni a velocitat variable és necessari alimentar-lo a freqüència variable mitjançant un convertidor electrònic. Aquest generador, respecte el de rotor bobinat, té l’avantatge d’una major fiabilitat i robustesa i menor preu. En canvi, presenta l’inconvenient de que per a una mateixa potència de l’aerogenerador requereix un convertidor electrònic de major potència, degut a que en els de gàbia tota la potència generada s’entrega per l’estàtor.

Figura 22. Generador asíncron de gàbia [8]

• Generador síncron d’excitació independent : es tracta d’un generador síncron que es excitat des de la mateixa xarxa elèctrica. No s’utilitzen mai connectats directament a la xarxa elèctrica. Per fer- los funcionar a velocitat variable es permet variar la freqüència de sortida del generador gràcies a un convertidor electrònic connectat entre generador i xarxa. Els convertidors de freqüència utilitzats realitzen una connexió intermèdia a corrent contínua.

Figura 23. Generador asíncron d’excitació independent [8]

25

• Generador síncron d’imants permanents: els generadors síncrons d’imans permanents constitueixen una de les alternatives més interessants en generació eòlica a velocitat variable. Es poden realitzar dissenys d’aquest tipus de generador amb un elevat nombre de pols, amb el que es redueix la velocitat de gir, cosa que permet eliminar la caixa multiplicadora de velocitat. Els convertidors utilitzats són els convertidors alterna-alterna amb una etapa intermèdia de corrent contínua.

Figura 24. Generador asíncron d’imants permanents [8]

Un generador asíncron té un cost aproximadament de 5 cops menys que un generador síncron, ja que la seva constitució és més senzilla que en l’altre tipus de màquina. 2.5 Elecció dels aerogeneradors Tal com es veurà més endavant a les característiques de l’aerogenerador instal·lat, la classe de vent de l’aerogenerador és I. Aquesta dada s’obté a partir de les mesures de vent realitzades durant l’any a la zona. A la següent taula observem les característiques de cada zona de vent.

CLASSE VEL. MITJA VEL. MÀXIMA ANUAL VEL. EXTREMA I 10 m/s 50 m/s 70 m/s II 8,5 m/s 42,5 m/s 59,5 m/s III 7,5 m/s 37,5 m/s 52,5 m/s IV 6 m/s 30 m/s 42 m/s

Taula 3. Tipus de vents [17] Així doncs, el càlcul de la producció serà funció del tipus d’aerogenerador escollit. La tecnologia dels aerogeneradors està en constant evolució, amb una tendència cap a un rang de potències superiors, una reducció de nivell sonor i la reducció del pes, sobretot en el cas de màquines marines per facilitar la implantació. Alhora sempre es condiciona per un preu del kW eòlic instal·lat essent aquest el més baix possible. D’altra banda també poden diferenciar-se varis conceptes en quant a dissenys dels generadors: pala fixa o mòbil, generador síncron o asíncron... En aquest projecte s’ha decidit la implantació de l’aerogenerador construït per l’empresa VESTAS model Vestas v80 de classe I amb una potència nominal de 2 MW, amb un diàmetre de pales de 80 m (les dades tècniques de l’aerogenerador es troben a l’apartat de descripció del projecte).

26

2.6 Càlcul de la producció Per calcular la producció del Parc Eòlic Marí de Horns Rev s’ha tingut en compte el mapa eòlic d’europa occidental. Tal com s’ha comentat anteriorment observem que la zona on s’ubica el parc offshore té un contingut energètic d’uns 500 W/m2. També es pot emprar el programa WASP que a partir de les corbes dels vents i l’orografia del terreny permet calcular la producció estimada del parc. Aquest mètode és més exacte, però com que no disposem d’aquest programa farem el càlcul a partir d’aquest mapa eòlic. Per tant, a partir de l’àrea escombrada per cada aerogenerador (5.027 m2, dada obtinguda a partir de les característiques tècniques a l’apartat corresponent) per trobar la producció d’aquest parc podem fer el següent càlcul:

WmmWPt 500.513.2027.5·/500 22 == cada aerogenerador (2) Aquesta potència no és la potència neta, ja que s’ha d’aplicar un coeficient de reducció a causa de l’efecte parc o efecte ombra, a causa de les pèrdues elèctriques i de la disponibilitat. 2.6.1 Reducció per efecte parc o efecte ombra Les interferències que es produeixen entre els molins, causades per les turbulències que s’originen a la part posterior de cada turbina, també conegudes com efecte “ombra”, hi ha molts tècnics que ho calculen utilitzant el programa Parc, però com no disposem d’aquest programa aplicarem un coeficient de reducció de 0.92, valor estàndard que se sol aplicar en aquest tipus de projectes. Per tant, l’efecte ombra redueix un 8 % (1-0.92) la producció total del parc. 2.6.2 Pèrdues elèctriques L’energia en borns del generador, no pot ser considerada com la que s’entrega a la companyia elèctrica, ja que cal tenir en compte les pèrdues produïdes des de la seva generació fins al seu abocament a la xarxa de 220 kV. En aquests càlculs de pèrdues elèctriques ja es considera un 10% de sobrecàrrega a la instal·lació. Aquestes pèrdues es produeixen a:

1. La transformació de 690 V / 36 kV 2. Línies soterrades entre aerogeneradors a 36 kV 3. La transformació de 36 / 156 kV 4. La línia soterrada de 156 kV 5. La transformació de 156 kV / 220 kV

27

1 – Transformació de 690 / 36 kV, 4 MVA Les pèrdues totals (PP) d’un transformador poden calcular-se com:

PP = P0 + a2 x PK (3)

P0 à Pèrdues en buit, causades per l’histèresi, les corrents de Foucault al ferro i les de derivació del dielèctric. Són constants i independents de la càrrega.

PK à Pèrdues en curtcircuit, sobretot causades per l’escalfament als enrotllaments. Aquestes varien al quadrat de la càrrega.

NOMINAL

ADASUBMINISTR

PP

a = (4)

en el cas més desfavorable: a = 1; 55,0000.4200.2

===kVAkVA

PP

aNOMINAL

ADASUBMINISTR

(se suposa en el cas més desfavorable un augment de la potència del 10 %) Transformador de 4.000 kVA: P0 = 7,5 kW (valors teòrics suposats) PK = 36 kW

PP = 7,5 + (0,55)2 x 36 = 18,39 kW

El percentatge de pèrdues per transformador serà el quocient entre la potència perduda en cadascun i la potència del parc.

%011,0100·000.16039,18

100·% ===Pparc

Pp P

Com hi ha un transformador per cada aerogenerador, les pèrdues en tot el parc a causa de la transformació 690/36.000 V seran de 80 x 0,011% = 0,92 % de pèrdues. 2 – Línies soterrades entre aerogeneradors a 36 kV Les pèrdues de potència activa es calculen a partir de la següent fórmula:

2···3 ILRPP = (5)

on I és la intensitat que passa pel tram de cable en qüestió, L és la longitud de la línia i R és la resistència de la línia. A continuació podem veure els resultats per a cada tram de cable soterrat del parc: Nota: aquests resultats apareixen justificats a l’apartat de Memòria de Càlculs

28

Entre aerogeneradors d’una mateixa fila: AEROG. INTENSITAT(A) SECCIÓ LONGITUD R(Ω / km) PP (kW) 1 – 2 37,14 16 mm2 0,6 km 0,922 2,28 2 – 3 74,28 16 mm2 0,6 km 0,922 9,16 3 – 4 111,42 16 mm2 0,6 km 0,922 20,61 4 – 5 148,56 25 mm2 0,6 km 0,727 28,88 5 – 6 185,70 35 mm2 0,6 km 0,524 32,52 6 – 7 222,84 50 mm2 0,6 km 0,387 34,59 7 – 8 259,98 95 mm2 0,6 km 0,193 23,48 8 – 9 297,12 95 mm2 0,6 km 0,193 30,66 9 – 10 334,26 95 mm2 0,6 km 0,193 38,81 221,01

Taula 4. Pèrdues tram entre aerogeneradors

Les pèrdues des del primer aerogenerador fins la subestació són les següents: AEROG. INTENSITAT SECCIÓ LONGITUD R(Ω / km) PP (kW) A 1,10 embarrat 371,40 A 120mm2 2.700 m 0,153 170,91 A 2,10 embarrat 371,40 A 120mm2 2.140 m 0,153 135,52 A 3,10 embarrat 371,40 A 120mm2 1.580 m 0,153 100,11 A 4,10 embarrat 371,40 A 120mm2 1.020 m 0,153 64,61 A 5,10 embarrat 371,40 A 120mm2 1.020 m 0,153 64,61 A 6,10 embarrat 371,40 A 120mm2 1.580 m 0,153 100,11 A 7,10 embarrat 371,40 A 120mm2 2.140 m 0,153 135,52 A 8,10 embarrat 371,40 A 120mm2 2.700 m 0,153 170,91 942,11

Taula 5. Pèrdues entre aerogenerador i subestació offshore

Així doncs, el total de les pèrdues elèctriques a les línies del parc eòlic serà la suma dels següents valors:

P = 942,1 kW + 8·221,01 kW = 2.710,18 kW Les pèrdues elèctriques a les línies en tant per cent seran:

%69,1100·000.160

18,710.2100·% ===

PparcPv

p

29

3 – La transformació de 36 / 156 kV, 100 MVA

Transformador de 100 MVA: P0 = 375 kW (valors teòrics suposats) PK = 1800 kW

88,0100

40·2,2===

MVAaerogMVA

PP

aNOMINAL

ADASUBMINISTR

PP = 375 + (0,88)2 x 1800 = 1.768,9 kW


%1,1100·000.160

9,768.1100·% ===

PparcP

p P

Com hi ha dos transformadors a la subestació, les pèrdues d’aquesta transformació seran de 2x1,1% = 2,2 %. 4 – La línia soterrada de 156 kV Les pèrdues de potència activa es calculen a partir de la següent fórmula:

2···3 ILRPP =

on I és la intensitat que passa pel tram de cable en qüestió. A continuació podem veure els resultats per a cada línia soterrada de cable: Nota: aquests resultats apareixen justificats a l’apartat de Memòria de Càlculs Línia submarina:

TRAM INTENSITAT SECCIÓ LONGITUD R(Ω / km) PP (kW) 1 370,1 A 185 mm2 18.100 m 0,0991 737,03 2 370,1 A 185 mm2 18.100 m 0,0991 737,03

Taula 6. Pèrdues a la línia submarina

Línia soterrada a la costa:


Taula 7. Pèrdues a la línia soterrada

Així doncs, el total de les pèrdues elèctriques a la línia submarina i subterrània que porten l’energia a la costa serà:

P = 2·737,03 kW + 2·40,72 kW = 1.555,5 kW

30

Les pèrdues elèctriques a les línies en tant per cent seran:

%97,0100·000.160

5,555.1100·% ===

PparcP

p P

5 – La transformació de 156 kV / 220 kV, 200 MVA

Transformador de 200 MVA: P0 = 750 kW (valors teòrics suposats) PK = 3.600 kW

88,0200

80·2,2===

MVAaerogMVA

PnomPotència

a

PP = 750 + (0,88)2 x 3.600 = 3.537,8 kW


%2,2100·000.160

8,537.3100·% ===

PparcP

p P

2.6.3 Disponibilitat Cal afegir un darrer coeficient reductor que quantifica el temps en que la màquina està aturada per revisió, per avaria, etc, anomenat coeficient de disponibilitat. En aquest projecte s’ha adoptat un coeficient de disponibilitat del 95 % ja que és el criteri estàndard que s’utilitza en els parcs eòlics. 2.7 Energia produïda pel parc Per obtenir la producció total cal aplicar els diferents coeficients reductors calculats que són: Efecte parc o efecte ombra à 0,92 Pèrdues elèctriques à 0,0092+0,0169+0,022+0,0097+0,022 = 0,0798 Disponibilitat à 0,95 La potència final prevista és de: 80 aerog · 2,5135 MW · 0,92 · (1-0.0798) · 0,95 = 161,7 MW ≈ 160 MW

160 MW · 8.760 h · 10-3 GWh/MWh = 1.401,6 GWh/any

31

3 Qualitat de l’energia dels aerogeneradors Durant els últims anys en els països industrialitzats ha sorgit un gran interès per la qualitat de l’energia elèctrica i aquest interès s’ha manifestat fonamentalment per dos motius:

• Durant la última dècada els sistemes elèctrics han sofert un canvi molt important ja que han anat passant gradualment d’estar formats per elements lineals a contenir una gran varietat d’elements no lineals com convertidors electrònics, fonts d’alimentació ininterrompudes, etc

• Durant els últims anys en aquests països el mercat elèctric s’ha liberalitzat i

l’energia elèctrica s’ha convertit en un producte. Per aquest motiu l’energia elèctrica ha de complir amb uns requisits de seguretat, confiança i qualitat.

El concepte de Qualitat de l’Energia o Qualitat de Servei Elèctric engloben al mateix temps dos conceptes:

• Qualitat d’atenció al client: quantifica el nivell de satisfacció que té el client amb el producte energia elèctrica i ve determinat per aspectes com el cost, l’assessoria, l’atenció postvenda, etc.

• Qualitat de subministrament elèctric: relacionat amb una sèrie de factors que

descriuen continuïtat i variabilitat en la potència elèctrica i les variacions de la forma d’ona de tensió i corrent en un sistema elèctric. El concepte Qualitat de Subministrament Elèctric engloba dos requisits:

o Continuïtat del subministrament elèctric: que consisteix en l’existència o

absència de tensió. Un subministrament ininterromput donaria lloc a una qualitat màxima. Aquesta continuïtat és avaluada mitjançant una sèrie d’índexs que descriuen les interrupcions del subministrament elèctric com per exemple: TIEPI, NIEPI.

o Qualitat de l’ona de tensió: l’energia elèctrica se subministra a través d’un

sistema trifàsic de tensions i una perfecta qualitat de l’ona implica que la tensió sigui equilibrada, purament sinusoïdal amb amplitud i freqüència constant.

Tots aquells fenòmens, situacions o pertorbacions que afectin al producte electricitat ja sigui en producció, transport o distribució o bé sigui originat per un receptor seran considerats com a problemes en la qualitat del subministrament elèctric. A l’anàlisi dels diferents fenòmens que poden afectar a la qualitat del subministrament elèctric és necessari tenir en compte que els sistemes i dispositius haurien d’operar correctament en el seu entorn electromagnètic. D’aquí apareix el concepte Compatibilitat Electromagnètica, que és la capacitat que té un equip o sistema per a operar de forma satisfactòria en un ambient electromagnètic sense introduir pertorbacions que podrien afectar a aquest entorn.

32

El nivell de compatibilitat electromagnètica és el nivell màxim de pertorbació al qual es pot esperar que estigui sotmès un dispositiu, un aparell o un sistema en condicions particulars, que té un 95 % de possibilitats de no ser superat i en el qual s’espera que l’equip operi de forma correcta. Respecte a la emissió, un equip pot pertorbar el seu entorn electromagnètic i s’anomena nivell d’emissió al nivell de pertorbacions que introdueix un equip al sistema. El nivell màxim de pertorbació que se li permet és el límit d’emissió. Respecte al receptor, són equips susceptibles aquells el funcionament del qual pot ser afectat pels efectes de les emissions. Es denomina nivell d’immunitat al nivell de pertorbacions que es capaç de suportar un equip sense alterar el seu bon funcionament. Així qualsevol referència al terme qualitat de l’energia està relacionat amb algun d’aquests punts:

• Causes dels problemes que apareixen en la qualitat de servei elèctric. • Conseqüències dels problemes que poden aparèixer en la qualitat de servei elèctric. • Descripció i quantificació de la qualitat de servei elèctric (mesures). • Conseqüències d’un determinat nivell de qualitat. • Solució dels problemes en la qualitat de subministrament elèctric. • Requisits per a aconseguir qualitat de subministrament elèctric.

La presència d’aerogeneradors connectats a la xarxa introdueix en els sistemes elèctrics una sèrie d’efectes que podrien afectar a la qualitat de subministrament. Tot seguit analitzarem les pertorbacions que la interacció entre els sistemes eòlics i la xarxa elèctrica poden produir sobre la qualitat de subministrament elèctric. 3.1 Introducció L’energia elèctrica se subministra a través d’un sistema elèctric trifàsic de tensions i una perfecta qualitat de subministrament elèctric implica que la tensió sigui uniforme, purament sinusoïdal amb amplitud i freqüència constant. Per tant, totes aquelles pertorbacions que afectin a aquestes propietats i característiques físiques seran consideres com a problemes en la qualitat del subministrament elèctric. La desviació respecte al valor ideal es pot produir en la freqüència, en la amplitud, en la forma d’ona i la simetria entre fases. A més, les variacions es poden donar en un llarg període de temps, o tenir una duració breu. En el primer cas es consideren pertorbacions en règim permanent i en el segon pertorbacions transitòries. En la següent taula es presenten els efectes pertorbadors més importants que afecten a la qualitat de l’ona elèctrica, segons la norma UNE 50160.

33

Pertorbacions segons la norma UNE 50160/96 Paràmetre Nom Definició

Fluctuacions de tensió DU < 10 % Uref DU: Variació U

Uref: Tensió referència

Buit de tensió 90 % Uref > U > 1 % Uref

10 ms < Dt < 1 min Dt: Duració

Interrupció de tensió Tall breu Tall llarg

U < 1% Uref

Dt < 3 min Dt > 3 min

Sobretensió temporal Sobretensió relativament

llarga

Amplitud

Variació de tensió Augment o disminució

de tensió

Sobretensió transitòria Dt < alguns ms

Tensió Harmònica fharmònics = n ffonamental n = natural

Tensió Interharmònica finterharmònics = m ffonamental

m = no enter

Senyals d’informació transmeses per xarxa

110 Hz < f < 148,5 kHz i impulsos de curta

duració

Forma d’ona

Variacions de freqüència f ≠ 50 Hz

Simetria

Desequilibris de tensió |UR| ≠ |US| ≠ |UT | ϕ RS ≠ ϕ ST ≠ ϕ TS

ϕ : Angle desfaçament

Taula 8. Pertorbacions segons la norma UNE 50160/96 [3]

34

Pertorbacions que afecten a la qualitat d’ona L’energia elèctrica procedent de centrals de generació és pràcticament perfecte en el seu origen, però sofreix diverses alteracions abans d’arribar al consumidor com a resultat d’incidents en els diversos sistemes de transport, així com d’anomalies i de connexió de càrregues emissores de pertorbacions en la xarxa de distribució que afecten directament a la qualitat d’ona. L’energia eòlica introdueix una sèrie de pertorbacions que alteren la forma ideal, de la senyal de tensió, sent algunes d’elles conseqüència de la estreta relació existent entre la velocitat del vent incident sobre la turbina i la potència generada pel sistema. 3.2 Qualitat de l’ona en els sistemes eòlics La presència de turbines eòliques, connectades a la xarxa de distribució pot produir efectes més severs sobre la qualitat d’ona que altres formes existents de generació existents per les següents raons:

• Els punts de connexió dels parcs eòlics a les xarxes de distribució presenten potències de curtcircuit inferiors a altres zones de la xarxa elèctrica més mallades o amb nivells de tensió superiors.

• La potència elèctrica produïda mitjançant generadors eòlics presenta oscil·lacions

degudes a la variabilitat del vent i al comportament aerodinàmic de les turbines eòliques.

La combinació dels dos factors, potències de curtcircuit reduïdes amb fortes variacions de la potència elèctrica generada poden afectar definitivament a la qualitat de l’energia generada. Això fa que la normativa de connexió sigui bastant restrictiva en quant al nivell de penetració (relació entre la potència del parc eòlic respecte a la potència de curtcircuit del punt on es connecta) permès en determinats punts de la xarxa. Avaluar la incidència dels aerogeneradors en la xarxa elèctrica presenta diverses dificultats, entre elles cal destacar la impossibilitat de realitzar un estudi exclusivament mitjançant la monitorització i la presa de mesures en bornes del generador, ja que totes elles poden estar modificades per altres pertorbadors connectats al mateix sistema elèctric que l’aerogenerador sobre el que es fan les mesures. A més, la seva incidència en la xarxa elèctrica depèn de factors com:

• La tecnologia de la turbina. El fet que el sistema disposi o no de convertidors electrònics connectats entre el generador i la xarxa per a governar la velocitat de gir de la turbina (sistemes velocitat fixa / velocitat variable) influeix decisivament en la qualitat de la potència elèctrica generada i en la incidència en la xarxa.

• Naturalesa del vent a l’emplaçament. La variabilitat del vent és la causa de les

oscil·lacions de parell i potència que es transmeten al sistema elèctric.

35

• Característiques de la xarxa. Les variacions de tensió produïdes per les oscil·lacions de potència injectades al sistema per l’aerogenerador depenen en bona mesura del tipus de xarxa a la que es connecta, en concret de la potència de curtcircuit del punt de connexió i del caràcter resistiu o reactiu de la línia d’evacuació de l’energia.

• Grau de càrrega de l’aerogenerador. La qualitat de l’energia dependrà també en

bona part de la potència mitja injectada al sistema. Al sistema elèctric es poden produir diferents fenòmens que pertorbin el bon funcionament de l’aerogenerador (buits, sobretensions, desequilibris, interrupcions de subministrament, etc) i des del punt de vista de la xarxa, l’aerogenerador pot introduir diverses pertorbacions que afectin a la resta d’equips connectats (variacions de potència activa i reactiva, corrents harmòniques, etc). Per garantir el bon funcionament del sistema elèctric i per a assegurar l’aprofitament òptim del mateix, és necessari mantenir les pertorbacions produïdes pels aerogeneradors i parcs eòlics dintre dels límits de compatibilitat electromagnètica establerts. En concret es considera que la xarxa elèctrica en el punt de connexió de l’aerogenerador es troba en condicions normals de funcionament si es compleixen els requisits indicats a la següent taula segons IEC 61400 - 1:

Tensió Valor nominal ± 10 %

Freqüència Valor nominal ± 2 %

Desequilibri Inferior o igual al 2 %

Interrupcions de subministrament Inferior o igual a 20 cops/any

Taula 9. Condicions normals d’operació del sistema elèctric als terminals d’un aerogenerador segons IEC 61400 - 1 [3]

L’energia produïda pels sistemes eòlics es caracteritza per presentar fluctuacions de potència majors que les que poden presentar altres sistemes de generació. Aquestes fluctuacions en la potència activa i reactiva de sortida de l’aerogenerador son degudes fonamentalment a la naturalesa del vent incident i al tipus d’aerogenerador. Mentre que aquestes fluctuacions de potència activa i reactiva es presenten de forma més significativa en els sistemes de velocitat fixa, en els sistemes de velocitat variable les fluctuacions es veuen reduïdes pels canvis en la velocitat de gir de la turbina i les estratègies de control aplicades sobre l’aerogenerador.

36

Les possibles pertorbacions que poden aparèixer en un sistema elèctric per la presència de turbines eòliques es resumeix en la següent taula:

Efecte en la xarxa Causa Típica Aerog. Velocitat Fixa

Aerog. Velocitat Variable

Variacions lentes de tensió

Variacions en la producció de potència

SI SI

Fluctuacions de tensió i flicker

Variacions de la potència, arrencades i

parades SI SI

Distorsió forma d’ona

Convertidors electrònics NO SI

Transitoris Variacions del vent, arrencades i parades

SI SI

Taula 10. Sistemes eòlics i el seu efecte potencial en la qualitat d’ona [3]

3.3 Variacions de freqüència Concepte Les variacions de freqüència es produeixen principalment per alteracions de l’equilibri entre generació i consum. La llei del sector elèctric de 1997 va definir les funcions de l’Operador del Sistema la missió fonamental del qual és garantir la continuïtat del subministrament, donat que l’energia elèctrica no es pot emmagatzemar fàcilment, és necessari que producció i consum estiguin igualats en tot moment. Per això l’operador del sistema ha de disposar dels mecanismes de control que li permetin adaptar-se a la generació en funció dels diferents estats de càrrega que se li plantegin. Al estar el sistema elèctric espanyol connectat a l’europeu, els marges de variació admissibles per a la freqüència són els emesos per la UCPTE (Union for the Co-ordination of Transmission of Electricity). La freqüència nominal de la tensió és de 50 Hz, segons la norma EN 50.160, el valor promig de la freqüència fonamental en els sistemes de distribució durant 10 segons és:

• Amb connexió síncrona i sistema interconnectat: o 50 Hz ± 1 % durant el 95 % d’una setmana o 50 Hz -6% +4% durant el 100% d’una setmana

• Amb connexió asíncrona aïllada d’un sistema interconnectat: o 50 Hz ± 2 % durant el 95 % d’una setmana o 50 Hz ± 15 % durant el 100% d’una setmana

37

Efectes En els marges normals de tolerància, les variacions de freqüència podrien ocasionar als sistemes eòlics els següents efectes:

• Distorsió en els filtres harmònics. • Alteracions en el funcionament dels convertidors electrònics que utilitzen la

freqüència com a referència. • Canvi en la velocitat de gir dels generadors elèctrics.

Mesures correctores Davant de petites variacions de freqüència els sistemes de regulació dels generadors convencionals corregeixen aquestes variacions, en el cas de que les variacions siguin altes, l’operador del sistema s’encarrega de restituir l’equilibri generació-consum utilitzant un sistema de desllastament de càrregues. Aquests sistemes consten bàsicament d’un relé de freqüència que davant caigudes importants de freqüència desconnecta un percentatge determinat de la càrrega connectada. Aquestes variacions es troben recollides al procediment d’operació P.O.1.6 de Red Eléctrica de España. En els grans sistemes interconnectats la freqüència és normalment molt estable, de manera que la introducció d’un petit percentatge d’energia eòlica normalment no altera aquest equilibri. 3.4 Variacions lentes de tensió Concepte Es denomina variació lenta de tensió a la variació del valor eficaç de la tensió durant l’ordre de minuts. Les variacions de la velocitat mitjana del vent originen canvis en la potència activa i reactiva de sortida produïdes per l’aerogenerador, donant lloc a una variació de tensió en els terminals del generador que pot ser calculada mitjançant un flux de càrregues:

200

0

UQXPR

UUU

U∆−∆

=−

=∆ (6)

On R i X són respectivament la part resistiva i inductiva de la impedància de la xarxa. Tal com podem veure a l’equació un factor molt important és la impedància de la xarxa, que depèn al seu lloc de la càrrega connectada. Les raons per les quals pot variar la impedància són degudes a que el consum d’energia no es realitza de forma constant, hi ha períodes de consum intens (hores punta) i períodes de baix consum (hores vall). Segons el Real Decret 1075/1986 pel que s’estableixen les normes de condicions dels subministraments d’energia elèctrica i la qualitat d’aquest servei, tota entitat subministradora d’energia està obligada a mantenir la tensió de servei dins d’uns límits màxims de variació del 7 % de la tensió nominal.

38

Figura 25. Variació de tensió amb la variació de potència produïda [3] Les majors variacions de tensió es produeixen en xarxes resistives. Mesures correctores Els aerogeneradors que es connecten al sistema elèctric estan dissenyats per a funcionar dintre d’uns marges de variació. En canvi, en algunes situacions hi ha instal·lacions el marge de funcionament correcte de les quals és inferior a l’indicat en les normes corresponents, i en aquests casos s’han de posar dispositius com:

• Reguladors de tensió: la seva funció és reduir els marges de variació del valor eficaç de la tensió d’alimentació del receptor. Es poden generar reduccions del marge de variació d’entrada des d’un 15% a valors compresos entre un 3% y un 7%.

• Conjunt motor dièsel – generador síncron – volant d’inèrcia: Aquesta configuració

s’utilitza com a complement de l’aerogenerador en sistemes aïllats on les variacions lentes de tensió poden ser molt importants.

Des del punt de vista d’emissió, és necessari que en als parc eòlics hi hagi la possibilitat de desconnectar determinades turbines quan es produeixin variacions de tensió per damunt dels marges admissibles. Això es pot aconseguir amb proteccions de tensió instal·lades en les pròpies turbines, aquestes proteccions quan detectin un augment de tensió donaran una senyal de desconnexió de l’aerogenerador.

39

3.5 Fluctuacions de tensió i flicker Concepte S’entén per fluctuacions de tensió aquelles variacions del valor eficaç de la tensió que no excedeixin del ± 10% del valor nominal de la tensió. Les fluctuacions de tensió que queden associades a un espectre de modulació en freqüència en el rang de 0.05 a 35 Hz donen lloc al fenomen de parpelleig o flicker. Aquest fenomen provoca que la vista humana detecti variacions apreciables en la lluminositat d’una làmpada incandescent degut a les variacions de tensió. El fenomen flicker apareix a la xarxa elèctrica quan la tensió de 50 Hz sofreix pertorbacions o modulacions estacionàries de l’amplitud a baixes freqüències. Efectes El principal inconvenient del flicker és el malestar fisiològic que percep l’usuari i a més provoca els següents efectes sobre altres dispositius:

• Errors de mesura en instrumentació si no es disposa de filtres apropiats. • Influència sobre el parell d’arrencada, lliscament i corrent en motors i generadors,

provocant augments de temperatura i disminució en la capacitat de sobrecàrrega. • Mal funcionament de controladors electrònics i dispositius de protecció.

Les fluctuacions de tensió es poden originar als aerogeneradors en dos modes de funcionament: en operació contínua i degut a operacions de maniobra. El primer cas correspon al funcionament de l’aerogenerador en règim permanent i són degudes a les turbulències del vent i a l’efecte ombra de torre. El segon cas correspon a operacions de maniobra com connexió a velocitat de connexió, connexió a velocitat nominal, desconnexió a potència nominal, desconnexió d’emergència i connexió del sistema de compensació. El fenomen flicker es especialment característic dels sistemes eòlics de velocitat fixa que es connecta directament a la xarxa, mentre que en els sistemes eòlics equipats amb convertidors electrònics es possible realitzar un control de potència de sortida de tal manera que es minimitzin les fluctuacions i pràcticament s’elimini el flicker. Mesures correctores En general, la solució idònia seria connectar el parc eòlic en el punt de la xarxa més adequat. En algunes situacions és fa imprescindible que les fonts pertorbadores estiguin equipades amb dispositius que redueixin les emissions d’aquesta pertorbació actuant com a filtres. Els més estesos són els compensadors estàtics, entre els quals es troben:

• Reactàncies controlades: disminueixen les variacions de la potència demandada. • Condensadors controlats (SVC): la seva funció és compensar els increments de

demanda de potència reactiva corregint les variacions del factor de potència de manera que es mantingui aproximadament constant a un valor prefixat.

• Estabilitzadors magnètics: la compensació dels increments de reactiva s’efectua mitjançant la connexió d’un transformador d’elevada reactància de dispersió en paral·lel amb la càrrega. El secundari del transformador és curtcircuitat durant determinants períodes de temps a través del control dels tiristors connectats a ell.

40

3.6 Desequilibri de fases Concepte Un sistema trifàsic es diu que està desequilibrat quan les tres tensions difereixen en la seva amplitud, els seus desfases relatius difereixen de 120º, o en ambdós casos. El grau de desequilibri en tensió o corrent se sol definir basant-se en el mètode de components simètriques, com el quocient entre la component de fase de seqüència inversa i la component de fase de seqüència directa. El nivell de compatibilitat electromagnètica establert per la norma EN 50160 per a baixa i mitja tensió, estableix que el valor de la component inversa no ha d’excedir el 2 % de la component de seqüència directa durant el 95 % del període d’observació d’una setmana. Efectes Els desequilibris de fase poden originar-se per la connexió de càrregues monofàsiques en baixa, mitja o alta tensió. Fonamentalment originen augments de temperatura i pèrdues addicionals. De la mateixa manera els aerogeneradors poden veure’s afectats per l’existència de desequilibris en el sistema elèctric ja que el desequilibri de la tensió pot originar pèrdues addicionals i rissat en el parell produït. El desequilibri en la tensió d’alimentació pot portar a que sistemes eòlics dotats de convertidor electrònic injectin a la xarxa harmònics de corrent de seqüència inversa, cosa que originarà un desequilibri de la tensió. Si els sistemes de control detecten l’existència d’un desequilibri excessiu en corrent, es podria desconnectar l’aerogenerador. Mesures correctores El desequilibri de fases és inevitable la majoria de cops i per evitar que pugui pertorbar la xarxa elèctrica es col·loquen les proteccions necessàries per a desconnectar la instal·lació quan se sobrepassin els límits permesos de desequilibri. 3.7 Transitoris i sobretensions Concepte Les sobretensions transitòries són variacions brusques del valor instantani de la tensió, que poden arribar a ser diversos cops superiors al valor nominal d’aquesta i la seva duració oscil·la entre alguns microsegons i uns deu milisegons. Les sobretensions s’han d’ana litzar a partir dels valors instantanis de la amplitud de l’ona de tensió. Segons la seva forma, els impulsos de tensió es classifiquen en:

• Simples: quan presenten un front de pujada i un altre de baixada. • Oscil·latoris: caracteritzats per un front de pujada seguit d’oscil·lacions que van

esmortint-se en un determinat període de temps.

41

Els impulsos de tensió més habituals en les xarxes de distribució de alta i baixa tensió i els seus valors de referència es troben recollits a la següent taula:

Nivell de tensió Causa Duració Freqüència

d’oscil·lació Valor de pic

Alta 1 kV < U < 36 kV Maniobres

d’elements de tall t > 100µs f < 10 kHz (*)

Transferides d’un nivell de tensió

superior t > 100µs f < 10 kHz (*)

Descàrrega atmosfèrica 1 µs < t < 100µs 10 kHz < f < 10 MHz (*)

Connexions 1 µs < t < 100µs 10 kHz < f < 10 MHz (*)

Baixa U < 1 kV Maniobres

d’elements de tall t > 100µs f < 10 kHz Up < 1kV

Transferides d’un nivell de tensió

superior t > 100µs f < 10 kHz Up < 1kV

Descàrrega atmosfèrica 1 ms < t < 100µs 10 kHz < f < 10 MHz Up < 6kV

Connexions 1 ms < t < 100µs 10 kHz < f < 10 MHz Up < 6kV (*): No es poden determinar, depenen del tipus d’instal·lació i tensió

Taula 11. Transitoris en les xarxes de distribució [3]

Efectes Els impulsos de tensió que s’originen en les xarxes de distribució es presenten també en els sistemes eòlics que es troben connectats a la xarxa. Algunes sobretensions tenen el seu origen degut a causes externes al parc, com en el cas de descàrregues atmosfèriques externes, o bé poden originar-se internament en el parc eòlic, com per exemple: en les operacions de maniobra (obertura o tancament) de l’interruptor d’acoblament de la subestació del parc, producció de descàrregues atmosfèriques internes al parc, arrencades i parades d’aerogeneradors, connexió de bateries de condensadors, etc. Mesures correctores Els nivells d’aïllament dielèctric que incorporen normalment les instal·lacions eòliques permeten que en general aquestes suportin sense danys els impulsos de tensió previsibles, com per exemple: en cables, aïlladors, transformadors, interruptors... Tots aquests elements tenen assignada una tensió de ruptura que correspon al límit màxim de sobretensió transitòria. Els aerogeneradors de velocitat variable que incorporen semiconductors de potència, com per exemple: rectificadors amb díodes, convertidors de freqüència electrònics, etc. poden sofrir danys per impulsos de tensió de l’ordre de nanosegons. En aquest cas la probabilitat que succeeixi una avaria depèn de l’amplitud i duració de l’impuls, de la polaritat i de les característiques de la xarxa a la que estan connectats.

42

3.8 Buits i interrupcions breus de tensió Concepte Els buits i interrupcions de tensió són les pertorbacions que més importància estan tenint els últims anys, ja que afecten directament a la continuïtat del subministrament elèctric. Es diu que es produeix un buit de tensió en un punt de la xarxa quan la tensió d’una o més fases cau repentinament per sota d’un límit establert (generalment un 90 %) i es recupera al cap d’un temps determinat, que oscil·la entre els 10 milisegons i diversos segons. Les magnituds més importants que caracteritzen el grau de pertorbació són:

• Profunditat: valor al que cau la tensió. Hi ha tres grups: o Entre 10 % i 30 % o Entre 30 % i 80 % o Superior al 80 %

• Duració: temps que tarda a recuperar-se la tensió. Hi ha dos grups: o Entre 0,01 segons i 1 segon. o Entre 1 segon i diversos segons

Igualment, es defineix un tall breu de tensió quan es produeix la caiguda total de la tensió de les tres fases durant un temps superior a 10 milisegons i inferior a 1 minut; en aquest cas si la duració de la interrupció no és superior a 0,4 segons es denomina tall breu de curta duració, i si supera aquest límit es denomina tall breu. És equivalent a un buit de tensió que afecti a les tres fases i que tingui una profunditat del 100 %. Les causes més típiques dels buits i talls breus de tensió són faltes en la xarxa elèctrica. Les corrents de curtcircuit que s’originen en una falta produeixen la caiguda de tensió en una o més fases durant el temps que aquella roman. La seva magnitud serà major a mesura que la proximitat a la falta augmenti. L’origen d’aquestes faltes poden ser dels següents tipus:

• Interior al parc eòlic: falta d’aïllament, maniobres errònies. • Exterior al sistema: descàrregues atmosfèriques, etc.

Els buits i talls breus tenen un caràcter aleatori i no és possible predir quan es van a produir. Efectes Els efectes més importants que es produeixen són anomalies als sistemes de regulació de velocitat de les turbines de velocitat variable. Quan el convertidor es troba sotmès a un buit de tensió amb un descens igual en les tres fases es produeix una oscil·lació de tensió a l’etapa de contínua i un augment de la corrent, originant per tant, un augment de la temperatura al convertidor electrònic.

43

Mesures correctores Els principals sistemes de correcció d’aquestes pertorbacions són:

• L’immunització de contactors: consisteix en utilitzar retardadors capacitius que evitin l’obertura dels contactes davant una reducció brusca de la tensió d’alimentació.

• Condensador d’emmagatzematge: la descàrrega d’un condensador manté l’alimentació d’un circuit de corrent contínua.

• Bateria d’emmagatzematge: el seu funcionament es semblant al sistema anterior però al disposar d’una bateria, permet fer front a interrupcions de durada major.

3.9 Harmònics i interharmònics Concepte Quan una font de tensió sinusoïdal s’aplica a una càrrega no- lineal, s’origina una corrent no sinusoïdal, creant al circular per la impedància del sistema una tensió distorsionada. Es diu en aquest cas que existeix distorsió harmònica per la existència d’ones periòdiques distorsionades. Per a quantificar el grau de deformació, s’utilitza l’anàlisi en freqüència que permet determinar:

• La component fonamental de l’ona (50 Hz), freqüència fonamental. • Les component de freqüències múltiples enters de 50 Hz, aquests múltiples

s’anomenen harmònics. • Les components de freqüències múltiples no enteres de 50 Hz, aquestes múltiples

s’anomenen interharmònics. Per a ones periòdiques, el paràmetre més utilitzat per a caracteritzar la distorsió harmònica és la Taxa de distorsió Harmònica, THD.

1

25

2

2

U

UTHD h

h∑== (7)

Aquest paràmetre indica el percentatge de distorsió harmònica de la senyal completa. A la norma IEC 61000-3-6 s’especifiquen els nivells de referència per a harmònics de tensió que durant el període d’observació (mínim una setmana) no han de ser sobrepassats en el 95 % dels casos. Efectes L’existència d’harmònics pot ocasionar ressonàncies als sistemes eòlics degut a la presència de bateries de condensadors que s’utilitzen per a corregir el factor de potència, així com provocar el funcionament erroni dels relès de protecció.

44

La connexió d’una turbina eòlica directament a la xarxa amb generador d’inducció no produeix distorsió harmònica que mereixi ser considerada, segons la norma IEC61400-21. Segons aquesta norma l’únic moment en que es podrien originar harmònics en velocitat fixa seria al entrar en funcionament els arrencadors electrònics, però com només ho fan durant uns quants segons la norma considera que els harmònics produïts no van a tenir conseqüències apreciables. Quan un parc eòlic està en funcionament és habitual trobar-nos amb els harmònics 5 i 7. Aquesta presència és deguda a l’aparició de ressonàncies a aquestes freqüències entre la inductància del generador i els dispositius de compensació del factor de potència. En el cas d’aerogeneradors de velocitat variable que utilitzen convertidors electrònics de potència, és necessari analitzar la distorsió harmònica que produeixen aquests sistemes de generació. La norma anterior especifica que s’ha d’analitzar l’emissió d’harmònics fins a l’harmònic 50. Per a calcular les corrents harmòniques que produeixen diversos pertorbadors connectats al mateix punt de connexió, la normativa IEC 61000-3-6 defineix la corrent harmònica d’ordre n produïda per l’agregació de diverses fonts pertorbadores a partir de la següent expressió:

αα∑=

kknn ii , (8)

On in,k és la corrent harmònica d’ordre n de la font pertorbadora número k, i α és l’exponent d’acord la següent taula:

Ordre harmònic α n < 5 1

5 ≤ n ≤ 10 1,4 h > 10 2,0

Taula 12. Exponent en funció de l’ordre d’harmònic [3]

Mesures correctores La principal mesura que s’adopta per a reduir les components harmòniques que puguin afectar a altres equips connectats a la xarxa és procurar que la connexió a la xarxa elèctrica d’aquests pertorbadors es realitzi en el punt més adequat. En algunes situacions les fonts productores de distorsió harmònica ha de disposar de filtres passius sintonitzats per a determinades components harmòniques. A la següent figura es mostren diverses configuracions de filtres passius.

45

Figura 26. Mesures correctores de les components harmòniques [3]

3.10 Tendències i desenvolupaments futurs En la actualitat estan en fase d’investigació i desenvolupament una tecnologia d’equips basats en millorar la qualitat d’energia de les xarxes elèctriques mitjançant convertidors electrònics constituïts per IGBT’s, IGCT’s, etc i controlats mitjançant diverses estratègies; són els sistemes que permeten la generació en velocitat variable. La característica fonamental d’aquests sistemes és que permeten un control continu de la qualitat d’ona de la xarxa elèctrica. Depenent de la topologia utilitzada dels convertidors, es poden dividir en dos grups: convertidors connectats en sèrie i convertidores connectats en paral·lel. Els convertidors connectats en paral·lel injecten corrent a la xarxa en el seu punt de connexió a fi de compensar les pertorbacions de l’ona de corrent. Els convertidors connectats en sèrie tenen una funció dual als anteriors, permeten reduir les pertorbacions de tensió sobre la càrrega en funció de la tensió de la línia. Alguns d’aquests sistemes incorporen elements emmagatzemadors d’energia per a ser capaços d’entregar potència activa i reactiva a la xarxa en cas d’una determinada pertorbació. Aquest és el cas dels sistemes capaços de compensar dinàmicament els buits i fluctuacions de tensió.

46

4 Impacte medioambiental 4.1 Estudi ambiental del litoral El consum accelerat d’uns recursos energètics finits, l’impacte associat a la producció i consum de les energies tradicionals, la distribució de les reserves d’energies, i els preus de les matèries primes energètiques, confereixen a la eficiència energètica i a les fonts d’energia renovables una importància creixent en la política energè tica de la majoria dels països desenvolupats. El 9 de març de 2007 els governants dels Estats membres de la Unió Europea van arribar a un acord, amb caràcter vinculant, pel que el Consell d’Europa es compromet a que les energies renovables participin amb un 20 % en el consum energètic total de la Unió a l’any 2020. Igualment el Consell d’Europa es va comprometre a disminuir en almenys un 20 % les emissions de gasos d’efecte hivernacle en aquest mateix any, en comparació al 1990. L’energia eòlica marina es considerada com una dels recursos renovables que més decididament poden contribuir a aconseguir els objectius anteriors en la Unió Europea. A nivell nacional, la política energètica ha propiciat des de fa anys l’aprofitament dels recursos renovables i en concret en el cas eòlic, el desenvolupament aconseguit es pot considerar com exemplar dintre el context mundial. El Govern va aprovar el divendres 11/11/11 el Pla d’Energies Renovables 2011 – 2020. Per a l’eòlica del PER fixa un objectiu de 35.750 MW instal·lats, 35.000 en terra i 750 MW per a eòlica offshore. En aquest sentit i considerant els MW instal·lats a finals de 2010, en torn a 20.700 (doncs existeixen diferències entre el contemplat en el PER, 20.744 MW i les dades de la patronal eòlica, Associació Empresarial Eòlica (AEE), que reconeix una potencial instal·lada de 20.676 MW) la eòlica terrestre creixerà uns 14.300 MW en els pròxims deu anys, és a dir, un promig de 1.430 MW per any, un increment anual menor que el registrat en 2010, 1.516 MW (el creixement més lent des de 2003), i molt per baix del registrat en anys anteriors. No és d’estranyar que amb aquestes dades la AEE hagi qualificat aquests objectius com a “raonables encara que poc ambiciosos”. Però si el PER manté l’objectiu del PANER (Pla d’Acció d’Energies Renovables) per a l’eòlica terrestre, l’objectiu de la eòlica marina s’ha rebaixat de 3.000 a 750 MW. D’acord amb l’AEE això no només suposa que Espanya no aprofitarà tot el seu potencial offshore disponible (recordem que el propi PER estima aquest potencial en 8 GW en aigües de menys de 50 m de profunditat); sinó que si els 2.250 MW que s’han restat a l’eòlica marina s’haurien traslladat a l’objectiu d’eòlica terrestre, s’arribaria a un estalvi important per a l’economia espanyola. Segons el propi PER, el cost de generació de l’eòlica serà al 2014 similar al del mercat elèctric, sempre i quan el preu del mercat superi els 80 €, pel que per aquesta data la eòlica terrestre seria competitiva sense necessitat de primes.

47

4.2 Selecció d’objectius ambientals relacionats amb la instal·lació de parcs eòlics marins Els principals objectius mediambientals establerts per als àmbits internacional, comunitari i nacional que guarden major relació amb l’Estudi estratègic Ambiental del litoral de Dinamarca per a la instal·lació de parcs eòlics marins són:

• Reducció d’emissions de gasos d’efecte hivernacle, al evitar el consum de combustibles fòssils en la producció energètica.

• Evitar efectes negatius sobre llocs naturals protegits. • No dificultar el futur procés de declaració d’àrees marines protegides. • Preservar la integritat dels espais de la Xarxa Natura 2000 (Art. 6 D.92/43/CEE y

79/409/CEE). • No dificultar l’actual procés de constitució de la Xarxa Natura 2000 al medi marí

(Art.4 Directiva 92/43/CEE, Art.4 Directiva 79/409/CEE). • Evitar el deteriorament de l’hàbitat de les aus, tant dins com fora de la Xarxa

Natura 2000 (Art.3 y apartados 1, 2 i 4 del artículo 4 de la Directiva 79/409/CEE). • Protegir les espècies migratòries (articles 3.4 y 5 del Conveni de Bonn sobre

especies migratòries d’animals silvestres; (Art. 2 y annex II de l’Acord per a la Conservació de los Cetacis del Mar Negre, el Mar Mediterrani i la Zona Atlàntica Contigua (ACCOBAMS).

• Garantir la conservació de la diversitat bio lògica. • Protegir el domini públic marítim terrestre (llei de costes). • Protegir el paisatge (Art. 5 i 6 del Conveni Europeu del Paisatge). • Protegir els recursos pesquers i el seu hàbitat (Art. 14, 15 i 20 Llei 3/2001). • Garantir la conservació del patrimoni arqueològic submergit. • Reduir el risc de contaminació derivat de col·lisió de bucs que transporten

substàncies tòxiques o perilloses. • Reduir el risc per interferències amb el tràfic aeri.

48

4.3 Zonificació de la regió d’estudi La regió on es troba el parc eòlic de Horns Rev pertany a la xarxa Natura 2000. Aquesta xarxa agrupa les àrees de conservació de la biodiversitat arreu d’Europa. Va ser creada el 21 de Maig de 1992. La zonificació del lloc on es troba el parc eòlic d’estudi en aquest projecte és la següent:

Figura 27. Zonificació biogeogràfica de Dinamarca [18] Podem observar com a la zona del nostre projecte es troba la xarxa Natura 2000, i per tant, haurem de respectar les seves prescripcions relacionades amb el medi ambient.

49

4.4 Anàlisi dels possibles efectes sobre el medi ambient Per a la sol·licitud de reserva de zona marina i l’atorgament d’autoritzacions i concessions per a la utilització del domini públic marítimo-terrestre, s’ha considerat necessari limitar el seu abast a l’impacte dels processos constructius i dels elements d’aquests parcs que estan situats al mar, sense que els seus resultats prejutgin sobre la viabilitat ambiental de la seva evacuació a terra. Així, només es consideraran els potencials efectes dels aerogeneradors, dels cables submarins d’evacuació, i dels altres elements dels parcs que es localitzen al mar o a la part de terra que conforma el domini públic marítimo-terrestre, i això per a les fases de construcció, explotació i desmantellament. 4.4.1 Efectes potencials sobre el medi físic EFECTES POTENCIALS SOBRE EL SÒL - Fase de construcció: Durant la fase de construcció dels aerogeneradors, els impactes potencials sobre la plataforma oceànica es podrien deure a modificacions topogràfiques causades per la instal·lació de les cimentacions i recolzaments dels aerogeneradors (en major o menor grau depenent dels mètodes utilitzats), poden provocar canvis localitzats de la dinàmica litoral. Els jaciments de sorra explotables són sensibles a la instal·lació d’aquestes infraestructures degut a que la explotació d’aquestes zones en àrees contigües als aerogeneradors podria suposar riscos mediambientals, degut a que el dragatge de zones contigües als ciments dels aerogeneradors poden derivar-se en un mal assentament dels mateixos. Per tot això, la construcció d’aerogeneradors en aquestes zones seria incompatible, el que faria que aquestes zones deixessin de servir com a reserves de sorra per a la regeneració del litoral. En la instal·lació del cablejat submarí es preveuen moviments de terra, la magnitud dels quals dependrà dels mètodes utilitzats. La afecció sobre el sòl per tant, podrà ser de caràcter significatiu i proporcional a la longitud dels cables (distància de la zona afectada). - Fase de funcionament: En la fase operativa es podran donar canvis en la dinàmica litoral degut a la ubicació dels aerogeneradors. Aquests efectes serien mínims d’actuar-se, d’acord als criteris exposats més endavant, és a dir, no actuant en la banda fràgil entre 0 i -10 metres. La ubicació dels cables de transport de corrent elèctrica en zones pròximes a jaciments de sorra explotables serà significativa en quant deixaran de ser explotables, per problemes de deixar al descobert els cables, ruptura al dragar els fons, desestabilitzar els punts d’assentament dels cables, etc. Això podria repercutir en la recerca d’altres zones d’explotació de sorra per a la recuperació de platges, o la no utilització de sediments sorrencs en la zona costanera de la regió afectada.

50

EFECTES POTENCIALS SOBRE L’AIGUA - Fase de construcció: Durant la fase de construcció augmentarà la terbolesa de la columna d’aigua temporalment, degut als moviments de sorres i roques que es produeixin durant la instal·lació. Es podrien donar altres afeccions com la variació de les característiques físico-químiques, pel que a cada projecte concret s’hauran de considerar certes precaucions en relació a l’ús de la maquinària per a evitar abocaments químics. - Fase de funcionament: Durant la fase de funcionament les afectacions a la qualitat de la massa d’aigua oceànica per part dels aerogeneradors podrien ser causades per labors de manteniment. La afectació sobre el medi oceànic per part dels cables submarins podria resultar significativa degut a la necessitat de comptar amb instal·lacions auxiliars per a assegurar la impermeabilització de tota la instal·lació. EFECTES POTENCIALS SOBRE LA ATMOSFERA - Fase de construcció: L’aspecte a destacar durant la fase de construcció, tant per als aerogeneradors com per als cables submarins serà la aparició de soroll. En canvi, degut a la seva ubicació al mar, la afecció sobre poblacions humanes suposa un efecte poc significatiu. S’haurà d’avaluar en fase de projecte la possibilitat de que existeixin emissions de gasos contaminants per part de la maquinària, i en aquest cas, prendre les mesures més adequades. - Fase de funcionament: En la fase de funcionament, l’aspecte més rellevant serà el soroll emès pels aerogeneradors. Podria suposar un impacte per a la fauna que habiti als voltants o que utilitzi la zona com a pas durant les migracions, com en el cas de cetacis. Gràcies al paper de l’energia eòlica com a font d’energia neta, no existeixen emissions a l’atmosfera de gasos contaminants. La contaminació lumínica que podria ser factible durant la nit, serà mínima degut a la distància a la que seran ubicats els parcs eòlics marins, mesurada des de la línia de costa. A més a més, la il·luminació està justificada degut a la seva obligatorietat d’acord a la normativa, sobre abalisament i seguretat marítima i aèria. EFECTES POTENCIALS SOBRE EL PAISATGE La instal·lació dels aerogeneradors podria portar associada la alteració del paisatge degut a la intromissió d’elements externs (grues, plataformes...). Igualment, el paisatge submarí es pot veure alterat per la instal·lació dels cables durant la fase de construcció. L’aspecte a destacar durant la fase operativa serà l’impacte visual degut a la intromissió de nous elements al medi, causant el deteriorament i la pèrdua de naturalitat del paisatge, especialment a l’entorn d’espais naturals protegits costaners i marins.

51

4.4.2 Efectes sobre el medi biòtic EFECTES POTENCIALS SOBRE L’ECOSISTEMA - Fase de construcció: Un efecte potencial de la construcció de pars eòlics al mar és la degradació d’ecosistemes al medi submergit, presentant especial atenció a zones d’interès o aèries a protegir. - Fase de funcionament: La instal·lació dels parcs eòlics marins pot incrementar la heterogeneïtat dels hàbitats marins, fomentant l’abundància i biomassa de les comunitats bentòniques, com s’ha comprovat als diferents parcs eòlics instal·lats al nord d’Europa. En canvi, s’han de preveure possibles efectes sobre zones de gran interès: hàbitats de recursos pesquers, àrees emblemàtiques o ecosistemes de gran biodiversitat. EFECTES POTENCIALS SOBRE LA FLORA - Fase de construcció: La instal·lació dels aerogeneradors, així com els cables submarins, podria afectar a la flora en quant a pèrdua o degradació d’exemplars. - Fase de funcionament: Durant la fase operativa no es preveuen impactes sobre la flora. EFECTES POTENCIALS SOBRE LA FAUNA - Fase de construcció: Les principals afeccions sobre la fauna, deguda tant als aerogeneradors com als cables durant la fase de construcció, seran la alteració/degradació dels seus hàbitats. Hauria que contemplar els possibles efectes que el soroll podria causar a la fauna aquàtica marina.També s’ha de considerar la alteració o desaparició dels recursos pesquers a l’àrea d’influència en la fase de construcció i funcionament. - Fase de funcionament: En la fase d’explotació es plantegen efectes a considerar sobre la fauna degut a la possibilitat d’alteració i degradació dels seus hàbitats, així com a canvis als hàbits d’espècies: migració de bancs de peixos, interrupció de rutes migratòries de cetacis, pinnípedes, tortugues marines i grans taurons. A més a més, l’efecte més significatiu i que es considera en nombrosos estudis en l’àmbit terrestre és la mort per col·lisió d’aus migratòries o aus d’aiguamolls costaners amb els aerogeneradors. També es planteja la possibilitat d’intercepció dels ritmes circadians de les aus marines.

52

Els efectes sobre les espècies animals, en principi, no es preveuen significatius per la presència dels cables submarins. 4.4.3 Efectes potencials sobre el medi socioeconòmic Es detallen a continuació els efectes sobre diferents àmbits que es podrien veure afectats per la construcció i funcionament dels parcs eòlics marins, considerant només en aquesta avaluació les seves instal·lacions al mar, per interferència amb altres activitats del mar. Els efectes sobre el medi econòmic es preveuen positius, contribuint al desenvolupament econòmic i tecnològic de la regió. Aquesta forma d’obtenció d’energia implica la reducció d’impactes ambientals per part d’altres fonts d’energia més contaminants, el que és clau en l’èxit dels objectius plantejats per la UE en quant a reducció d’emissions i planificació energètica. S’ha de contemplar, a més, la possible aparició d’efectes sobre altres usos degut a interferències al territori. EFECTES POTENCIALS SOBRE LA NAVEGACIÓ (MARÍTIMA I AÈRIA) - Fase de construcció: Els impactes dels aerogeneradors sobre la navegació seran sobre la navegació marítima de petites embarcacions, degut al caràcter puntual de la fase de construcció, i la distància a la costa a que solen navegar grans embarcacions. La navegació aèria no presenta en principi efectes significatius. En principi, no suposen un impacte significatiu per a la navegació marítima, tret de la creació de barreres de pas per a les petites embarcacions, de caràcter temporal durant la instal·lació. La afecció de navegació aèria es preveu mínima i només per al cas de que existeixin grans grues al mar, i que s’hauran d’estudiar per a cada cas concret en la fase de projecte. - Fase de funcionament: En la fase d’explotació s’haurà de tenir en compte el possible impacte que els aerogeneradors poden generar per a la seguretat marítima, arribant fins i tot a variar les condicions o rutes de navegació de determinades embarcacions. No produirà impactes sobre grans vaixells, que en principi naveguen a una distància considerable de la línia de costa. En el cas de la navegació aèria, la altitud a la que volen els avions fa que en principi no produeixin efectes significatius sobre els mateixos. En canvi, seria d’interès tenir en compte la ubicació d’aeroports, heliports i aeròdroms en les proximitats de la costa, i/o que per les seves condicions de vol a baixa altura es poguessin veure afectats. Durant la fase d’explotació és necessari establir una línia de servitud al llarg del traçat dels cables submarins, que farà que els vaixells s’hagin d’acollir a recomanacions concretes per a cada projecte, en situacions de fondeig. EFECTES POTENCIALS SOBRE LA POBLACIÓ - Fase de construcció: En la fase de construcció, els efectes dels aerogeneradors seran perceptibles per la població en funció de la distància a la línia de la costa i la intensitat de les obres, degut a l’impacte visual.

53

Es preveu un augment de la ocupació per a la instal·lació dels parcs eòlics marins, repercutint positivament en el desenvolupament econòmic de la regió. - Fase de funcionament: El funcionament dels aerogeneradors repercutirà positivament en les regions on s’ubiquin, a través del desenvolupament del teixit industrial i la generació de treball en les tasques de manteniment de les instal·lacions. EFECTES SOBRE LA OCUPACIÓ DEL DOMINI PÚBLIC MARITIMO-TERRESTRE - Concessions Hi ha diverses concessions en el domini públic marítimo-terrestre que es podrien veure afectades de forma significativa durant la fase de construcció i funcionament dels parcs eòlics marins. Els principals aspectes a contemplar seran la existència d’emissaris submarins, esculls artificials i granges de aqüicultura marina. En la fase de construcció si hi ha una zona d’aqüicultura s’interromprà l’activitat. En la fase de projecte s’haurà de realitzar una avaluació detallada dels possibles impactes que es podrien donar. EFECTES POTENCIALS SOBRE EL PATRIMONI CULTURAL: EL PATRIMONI ARQUEOLÒGIC SUBMERGIT La ubicació dels aerogeneradors es incompatible en llocs on existeixi patrimoni arqueològic submergit pels grans impactes sobre jaciments arqueològics. Un dels impactes associats, a més de la pròpia destrucció del patrimoni, serien l’impacte visual sobre el paisatge submergit, on en moltes ocasions es realitzen activitats turístiques i de busseig. EFECTES POTENCIALS SOBRE ALTRES INTERESSOS I USOS DEL MAR - Turisme: Determinats usos del mar, com activitats aquàtiques i recreatives, regates, turisme, etc. podrien veure’s afectades com a conseqüència de les obres durant la fase de construcció, tot i que degut a la temporalitat d’aquesta fase, no es consideren d’una magnitud significativa. D’altra banda, s’esperen efectes positius i punt de referència per al turisme i la sensibilització ambiental, com a reflex d’una aposta per a les tecnologies netes. - Sector pesquer: Durant la fase de construcció es produeixen afeccions a l’activitat pesquera. S’interromp l’activitat. Durant la fase d’operació, es produeix una alteració de l’activitat als aerogeneradors. Al traçat del cable queda exclosa l’activitat.

54

- Efectes potencials sobre el sector energètic: El sector energètic es veurà impulsat amb la instal·lació dels aerogeneradors. Gràcies a aquesta font d’energia neta s’uneix la protecció del medi ambient amb un increment en el subministrament energètic. Aquest tipus d’instal·lacions s’utilitzen per cobrir les hores de màxima demanda, donat la seva rapidesa de connexió i desconnexió a la xarxa. S’afavoreix la utilització d’energies renovables, ajudant a assolir els objectius nacionals i de la Unió Europea.

55

5 Descripció del projecte 5.1 Obra civil 5.1.1 Distribució dels aerogeneradors al parc El parc eòlic de Horns Rev està ubicat a uns 18 km de la costa oest de Jutlàndia, Dinamarca, al mar del Nord. Les seves dimensions el converteixen una mena de mini ciutat dintre el mar (es pot considerar un rectangle de 5 km per 6 km de costat), compta amb 80 torres separades entre elles 560 metres, que s’eleven a 110 m d’altura i generen un total de 160 MW d’energia. Al plànol 1 de situació es pot observar la situació d’aquest parc offshore. Al plànol 3 de la planta de la instal·lació es pot observar la distribució dels aerogeneradors al parc. En aquest apartat es descriu tota la instal·lació del parc, i tal com s’ha dit anteriorment, les dades que es desconeixen s’han suposat per poder fer tot el projecte. 5.1.2 Construcció del parc Les cimentacions de les torres dels aerogeneradors estan formades per un monopilot, que consisteix en una perforació del sòl marí, d’un diàmetre de 3,5 a 4,5 metres i una profunditat de 10 a 20 metres, en la que s’introdueix un gran cilindre metàl·lic que serveix de base a la torre. El parc es connecta a terra per cables marins enterrats per a reduir el risc de danys ocasionats per equips de pesca, àncores, etc.

Figura 28. Distribució dels aerogeneradors de Horns Rev [15]

56

1 – Cimentacions:

Figura 29. Cimentacions dels aerogeneradors de Horns Rev [15]

2 – Acoblament: Un cop realitzat l’ancoratge, els operaris col·loquen les peces que compondran la torre. Aquestes peces són traslladades de la costa al mar mitjançant grans vaixells de càrrega dissenyats per al transport de les mateixes. Les unions entre peces es realitzen amb unions desmuntables de cargols.

Figura 30. Acoblament de les torres de Horns Rev [15]

57

3 – Trasllat de peces:

Figura 31. Trasllat de peces dels aerogeneradors de Horns Rev [15]

4 – Acabat:

Figura 32. Acabat de la construcció del parc eòlic de Horns Rev [15]

58

5.1.3 Equips principals de la instal·lació

• Aerogenerador Vestas v80 2 MW:

Regulació de potència Camp regulable amb velocitat variable Dades operatives: Potència nominal 2.000 kW Velocitat del vent mínima 4 m/s (14,4 km/h) Velocitat del vent nominal 16 m/s (57.6 km/h) Velocitat del vent màxima 25 m/s (90 km/h) Tipus de vent IEC 1 A Temperatura d’operació Rang estàndard: -20 ºC a 40 ºC Rotor: Diàmetre del rotor 80 m Àrea escombrada 5.027 m2

Velocitat de gir nominal 16,7 min-1

Interval d’operació 10,8 – 19,1 min-1 Fre Complet amb 3 cilindres Torre: Tipus Torre d’acer tubular Altura 80 m Pes 155 tones Generador: Tipus Asíncron de 4 pols amb velocitat variable Sortida nominal 2.000 kW Dades operatives 50 Hz, 690 V, cosϕ = 0.95 Caixa de canvis: Tipus 3 fases planetari / helicoïdal Dimensions: Aspes Llargada 39 m Gruix màxim 3,5 m Pes 6.500 kg Nau Alçada 5,4 m Longitud 10,4 m Amplada 3,4 m Pes 69 tones Buc Diàmetre màxim 3,3 m Amplada màxima 4 m Llargada 4,2 m Pes 18 tones

Taula 13. Dades tècniques de l’aerogenerador Vestas v80-2MW [21]

59

Figura 33. Corba de potència de l’aerogenerador Vestas V80-2MW [21]

• Cel·la transformadora : aquest transformador elevarà la tensió de sortida de l’aerogenerador de 690 V a 36 kV per tal de facilitar el transport reduint les pèrdues per efecte Joule, ja que aquestes són proporcionals al quadrat de la intensitat (Pperdues=I2·R), elevant la tensió aconseguim disminuir la intensitat (P=V·I) i per tant reduïm les pèrdues.

• Subestació offshore : la potència de l’aerogenerador s’evacuarà utilitzant cables

subterranis des de la base de la màquina fins a la subestació offshore que elevarà la tensió de 36 kV a 156 kV per a alimentar el cable de c.a. de 18 km de longitud fins la costa. Cal destacar que el parc de Horns Rev fou el primer en utilitzar una plataforma offshore per a col·locar la subestació de transformació, seguit del parc Nysted. Aquestes subestacions offshore són úniques al món, ja que res similar s’havia construït abans, ni tan sols en la indústria del gas o del petroli offshore, en les que es treballa usualment amb nivells de tensió de 13,8 kV. Per tant aquestes dues subestacions offshore han aportat informació de valor sobre la fiabilitat de les subestacions en futurs projectes. En canvi el cost d’aquestes plataformes és elevat, pel que els dissenyadors intenten evitar aquestes estructures.

• Connexió offshore-onshore : de la subestació offshore sortirà la potència

obtinguda a partir dels aerogeneradors i es transportarà fins a la subestació onshore mitjançant un cable trifàsic amb aïllant de polímer extruït (XLPE) de tensió nominal 170 kV i secció transversal de 630 mm2. No s’utilitzarà compensador de potència reactiva donat que la distància del cable serà relativament curta (18 km) i el mateix aerogenerador, al incorporar convertidors electrònics, ja regula la seva potència reactiva.

60

A l’apartat 5.2.4 s’explica amb detall com s’ha de fer aquesta connexió i perquè es fa amb corrent alterna i no amb corrent contínua.

• Connexió a la xarxa elèctrica (subestació onshore): a la costa es realitzarà la

connexió del parc eòlic utilitzant l’aparellatge i les proteccions necessàries per injectar de forma segura la potència generada pel parc a la xarxa elèctrica. Passarem de la tensió de 156 kV a 220 kV.

61

5.2 Instal·lació elèctrica 5.2.1 Instal·lació de BT La potència de l’aerogenerador s’evacua mitjançant cables submarins fins la subestació offshore. A l’apartat de càlculs es poden trobar els càlculs corresponents als cables de BT. Tot això estarà controlat mitjançant l’aparellatge corresponent. Cada aerogenerador disposa d’un centre de transformació que eleva la tensió de 690V a 36kV per reduir les pèrdues en el transport de l’energia cap a la subestació i que es col·locarà a la base de cadascuna de les torres i inclourà els següents elements:

a) Transformador b) Cel·la de protecció c) Cables i connexions d) Material de seguretat

a) Transformador: Per a escollir el transformador els fabricants segueixen un procés de disseny que tracta de combinar les demandes més exigents amb les dimensions reduïdes que aquest tipus de producte requereix per a permetre la seva ubicació a l’interior de les torres. El transformador que millor encaixa amb les exigències que presenta el parc offshore és del tipus sec encapsulat. El transformador sec no té el circuit magnètic i els enrotllaments submergits en un líquid aïllant, mentre que el sec encapsulat presenta un o més enrotllaments encapsulats en un aïllant sòlid. Algunes característiques que justifiquen l’elecció de transformadors secs encapsulats davant d’altres per a aquest tipus d’instal·lacions són les següents:

• Els transformadors secs no requereixen manteniment, en canvi, els d’oli requereixen un manteniment periòdic del nivell de l’oli, així com els equips de detecció i extinció d’incendis associats. El fet que el parc estigui al mar complica les tasques de manteniment, cosa que en aquest punt elegir un transformador d’aquest tipus és més raonable.

• Els transformadors en oli produeixen menys soroll, en canvi, en aquest cas el nivell de soroll no és decisiu per la situació del parc.

• Els transformadors d’oli requereixen major espai d’instal·lació degut a les mesures de seguretat contra incendis que s’han de prendre.

• Els transformadors secs suporten majors càrregues de breu duració. • Els transformadors secs estan més limitats en quan a la potència màxima que poden

transformar. L’oli és molt més refrigerant que l’aire, i per tant pot treballar a majors potències.

62

Per tant, tenint en compte els requeriments que cada aerogenerador presenta, el tipus de transformador elegit tindrà les següents característiques:

Tipus trifàsic, sec encapsulat, de tres columnes Relació 36 kV / 690 V Potència nominal (suposant una sobrecàrrega d’un 20%) 4 MVA Freqüencia 50 Hz Grup de connexió Dyn11 (el neutre anirà connectat a la xarxa de terra) Tensió de curtcircuit <=8% Classe aïllament F Dimensions aproximades 2000 x 1000 x 2000 (altura) mm Pes aproximat 7000 kg Norma UNE 20178

Figura 34. Característiques d’un transformador equivalent de la ABB [19]

63

Es podrien instal·lar parallamps autovàlvula a la sortida de mitja tensió de cada aerogenerador per a protegir el transformador de les descàrregues atmosfèriques, però al no ser transformadors grans ni importants i tenint en compte el gran cost que suposarien les 80 autovàlvules, s’ha decidit no instal·lar cap protecció. La col·locació del transformador és important. S’ha decidit col·locar- los a la base dels aerogeneradors degut a que els costos d’aquesta ubicació són menors que les altres opcions possibles. b) Cel·les Les cel·les són molt importants ja que són les encarregades de protegir el transformador i l’aerogenerador en cas de falta, aïllant- los de la resta de la línia de 36 kV i permetent la addició d’energia de l’aerogenerador a la xarxa de mitja tensió. Les cel·les poden ser modulars (CGM) o compactes (CGC). Utilitzarem les cel·les compactes per a tots els aerogeneradors menys per als de principi de línea, per augmentar-ne la protecció a cada línia d’aerogeneradors. Utilitzarem per a aquests últims cel·les modulars, cosa que ens permetrà escollir les funcions a implementar necessàries. L’empresa Ormazabal fabrica aquest tipus d’equips i les caracterísitiques, justificades a l’apartat de càlculs, seran les següents:

Tensió assignada: 36 kV Intensitat assignada: 400 i 630 A Intensitat de curta duració: 16 i 20 kA

Cal dir que aquests sistemes estan encapçulats en gas SF6 (hexafluorur de sofre) ja que aquest gas presenta unes excel·lents propietats d’aïllament, així com estabilitat tèrmica i química. És un gas inert que es fa treballar a la pressió de 2 o 3 kg/cm2. Es posa el gas a pressió sobre l’arc i aquest el fa petit i l’apaga. El fet d’utilitzar aquest gas permet reduir el volum dels equips i augmentar-ne la fiabilitat. Finalment, els equips utilitzats són:

• CGC – CNE – 36 : Les cel·les compactes són un equip de mitja tensió de reduïdes dimensions, integrat i totalment compatible amb el sistema CGM. Pel seu petit tamany es pot introduir a la base de la torre sense dificultat. Cada mòdul incorpora tres incorpora tres funcions: dos posicions de línia i una de protecció. Es troben en una única cubeta plena de gas SF6, en el qual estan els aparells de maniobra i l’embarrat. La prefabricació d’aquests elements i els assajos realitzats sobre cada cel·la garanteixen el seu funcionament en diverses condicions de temperatura i pressió. Aquest equip conté les següents unitats funcionals: - OL: Sortida de la línia cap a l’aerogenerador posterior - 1 L: Entrada de la línia des de l’aerogenerador anterior - 1 P: Protecció del transformador Serà utilitzat als aerogeneradors que connecten amb altres dos i l’últim de cada fila que connecta amb la línia submarina que va a la subestació offshore de 36 / 156 kV.

64

Així si volem deixar aïllat un aerogenerador però no deixar aquesta fila d’aerogeneradors sense servei, només caldria aïllar la connexió a el seu corresponent transformador permetent el pas d’energia per les cel·les de línia. A l’esquema unifilar del parc es poden observar les proteccions que van a cada aerogenerador. Les característiques d’aquesta cel·la venen recollides a la següent taula:

CEL·LA COMPACTA CGC – 36 Característiques elèctriques

Tensió assignada [kV] 36 Intensitat assignada [A] 400 / 630 Intensitat assignada a la derivació [A] posició fusibles 200 Intensitat de curta duració 1 – 3 s [kA] 16 / 20 Nivell d’aïllament: Freqüència industrial 1 min a terra i entre fases [kV] 70 Impuls tipus llamp a terra i entre fases [kV]cresta 170 Capacitat de tancament [kA] (posicions en línia) 40 / 50 Capacitat de tancament [kA] (posició de fusibles) 2,5 Capacitat de tall: Corrent principalment activa [A] 400 / 630 Corrent capacitiva [A] 50 Corrent inductiva [A] 16 Falta a terra ICE [A] 63 Capacitat de ruptura de la combinació interruptor-fusibles [kA] 20

Corrent de transferència (UNE-EN 60420) [A] 320 Característiques físiques

Amplada [mm] 1320 Altura [mm] 1800 Profunditat [mm] 1035 Pes [kg] 470

Taula 14. Característiques de les cel·les compactes d’Ormazabal [22]

Figura 35. Característiques de les cel·les compactes d’Ormazabal [22]

65

• CGM – CNE – 36:

Per als aerogeneradors de principi de fila, donat que aquesta cel·la és modular, les funcions que inclou l’equip CGM elegit són: - OL: Sortida de la línia cap al generador posterior - 1P: Protecció del transformador Característiques elèctriques: Les característiques elèctriques venen definides a cada mòdul de la cel·la.

Característiques físiques: Amplada [mm] Profunditat [mm] Altura [mm] Pes [kg] OL1P: 850 1035 1800 300

Figura 36. Característiques de les cel·les d’Ormazabal de principi de fila [22]

66

Les característiques de cadascun dels mòduls són: FUNCIÓ DE LÍNIA CML – 36 Característiques elèctriques

Tensió assignada [kV] 36 Intensitat assignada [A] 400 / 630 Intensitat de curta duració 1 – 3 s [kA] 16 / 20 Nivell d’aïllament: Freqüència industrial 1 min a terra i entre fases [kV] 70 Impuls tipus llamp a terra i entre fases [kV]cresta 170 Capacitat de tancament [kA] (posicions en línia) 40 / 50 Capacitat de tall: Corrent principalment activa [A] 400 / 630 Corrent capacitiva [A] 50 Corrent inductiva [A] 16 Falta a terra ICE [A] 63

Característiques físiques


Taula 15. Característiques de la cel·la de línia d’Ormazabal [22]

Figura 37. Característiques de la cel·la de línia d’Ormazabal [22]

67

FUNCIÓ DE PROTECCIÓ AMB FUSIBLES CMP – F – 36 Característiques elèctriques

Tensió assignada [kV] 36 Intensitat assignada [A] 400 / 630 Intensitat de curta duració 1 – 3 s [kA] 16 / 20 Nivell d’aïllament: Freqüència industrial 1 min a terra i entre fases [kV] 70 Impuls tipus llamp a terra i entre fases [kV]cresta 170 Capacitat de tancament [kA] (posicions en línia) 2,5 Capacitat de tall: Corrent principalment activa [A] 400 / 630 Corrent capacitiva [A] 50 Corrent inductiva [A] 16 Falta a terra ICE [A] 63

Capacitat de ruptura combinació interruptor – fusible [kA] 20

Corrent de transferència (UNE-EN 60420) [A] 320 Característiques físiques


Taula 16. Característiques de la cel·la de protecció amb fusible d’Ormazabal [22]

Figura 38. Característiques de la cel·la de protecció amb fusible d’Ormazabal [22]

68

c ) Cables i connexions Els cables emprats per a connectar uns aerogeneradors amb els altres venen especificats a l’apartat CÀLCULS. No obstant, es necessita per als equips CGM connectar diverses cel·les entre si i amb el transformador. Aquestes connexions es fan amb cables. Les unions dels mateixos amb els passatapes corresponents en les cel·les CGM han d’executar-se amb terminals que es puguin endollar de connexió senzilla i reforçada (amb cargols), apantallats o no apantallats. d) Material de seguretat Per a que existeixi el major nivell de seguretat possible davant la realització de maniobres incorrectes, faltes, descàrregues atmosfèriques, incendis, etc, s’estableix la instal·lació de tots els següents dispositius en cadascun dels centres de transformació de cada aerogenerador:

- Extintor contra incendis - Armari i cartell de primers auxilis - Plaques de risc elèctric - Dispositiu de detecció de tensió - Guants aïllants de 36 kV

69

5.2.2 Subestació offshore Per als parcs on la connexió a terra requereix tensions majors a 33 kV es necessitarà augmentar la tensió en una subestació al mar. Abans d’entrar en detall de cada element elèctric de la subestació, és útil tenir una imatge de com és físicament una subestació d’aquest tipus i els seus elements principals:

Figura 39. Equipament subestació offshore [5]

Figura 40. Distribució de la subestació offshore [5]

70

La subestació es trobarà a uns 600 m del parc eòlic (distància a l’aerogenerador més pròxim), a uns 17,4 km de la costa. El nivell de la plataforma en la que se situa està a 25 m per sobre el nivell del mar i té una superfície de 900 m2. Les subestacions es poden considerar com un únic element que connecta el parc eòlic a la xarxa. Sol pesar fins a 2000 tones i poden arribar a suportar potències de 500 MW. Encara que les subestacions no estan essent utilitzades amb plataformes de servei, es preveu que les subestacions situades lluny de la costa tindran funcions addicionals, com servir com a refugi, o allotjament per als operaris. Aquesta subestació constarà de vuit posicions d’entrada de línia a 36 kV. A continuació s’elevarà la tensió a 156 kV en dos posicions de transformador, i per últim, es disposarà de dos posicions de línia que portaran l’energia a un nivell de 156 kV fins la subestació onshore. Les característiques de la línia són:

• Tensió nominal (UN): 156 kV • Tensió més elevada de la xarxa (UM): 176 kV • Freqüència nominal: 50 Hz • Número de fases: 3 • Neutre de la xarxa: rígid a terra

A més, s’inclou un generador dièsel d’uns 300 kW per a abastir la subestació en cas de pèrdua puntual. Els seccionadors aïllen els aparells i permeten connectar i desconnectar la subestació. Els reactors seran necessaris per a millorar l’estabilitat del sistema de xarxa local. a) Elecció de la disposició i forma constructiva de la subestació Hi ha diverses formes de construir una subestació. Entre les més conegudes estan: AIS (aïllament a l’aire, intempèrie), GIS (aïllament en gas SF6) i HIS (híbrides, embarrats aïllats en aire i aparellatge en gas). Degut a les condicions que presenta la subestació cal pensar que la millor alternativa serà la subestació GIS. Els principals motius són el reduït espai que permeten utilitzar i que presenta millors característiques per protegir- la del medi ambient al estar coberta. Tot i que els seus avantatges són importants, cal dir que és més cara. Com el seu disseny és modular, facilita el transport i el manteniment és mínim. Aquest tipus de subestació manté els elements de protecció integrants encapsulats, envoltats d’una atmosfera de SF6 a una pressió mínima de 5,5 bar. El material de les evolvents és alumini, el qual aporta un pes lleuger i mostra millor comportament que l’acer en quant a la corrosió i corrents paràsites d’inducció magnètica. L’encapsulat pot ser unipolar (cada fase envolta de forma aïllada) o tripolar (les tres fases sota la mateixa evolvent), segons si es vol tenir una major o menor seguretat als compartiments. Així, els encapsulats tripolars seran més econòmics, però alhora qualsevol falta interna comportarà una falta trifàsica, amb el que l’energia destructiva serà major. Normalment per a altes tensions d’operació, els encapsulats solen ser monofàsics. Per realitzar la configuració elèctrica més encertada s’ha de parar atenció a la fiabilitat, el cost i la flexibilitat que es requereix a la mateixa. Les configuracions habitualment

71

utilitzades als sistemes de 156 kV són les següents: simple barra, simple barra amb by-pass, doble barra amb un sol interruptor, doble barra amb barra de transferència, interruptor i mig, doble barra amb doble interruptor, anell. En canvi, les configuracions que es podrien considerar en aquest projecte serien principalment l’opció de simple barra, simple barra partida o doble barra. Per complir les exigències n’hi hauria prou amb simple barra, que implicaria el menor cost. Per a aprofitar l’avantatge de tenir els dos transformadors, la configuració finalment escollida és la de simple barra partida, pel fet de tenir dos posicions de línia i dos de transformador. Aquesta configuració també es coneix amb el nom de disposició en H. Així els dos costats de l’interruptor central estaran situats tant una línia de generació com una d’evacuació. S’ha seleccionat aquesta configuració per a que en el suposat cas de que es produeixi un curtcircuit i algun dels interruptors adjacents falli, l’interruptor central aïllaria les dues parts de la barra i no es perdria tota la generació. Durant el funcionament normal, l’interruptor central es trobarà tancat. A les figures 41 i 42 es pot veure un esquema de com es realitza aquesta simple barra partida. Els principals avantatges i inconvenients que porta aquesta configuració són els següents. Avantatges:

• Configuració molt econòmica • Senzilla d’operar

Inconvenients:

• En cas de fallar l’interruptor amb condició de falta, es perd mitja subestació. • Per a manteniment d’un element de la línia, es perd tota la subestació. Al tractar-se

d’un parc eòlic i estar limitat el nombre d’hores de funcionament del mateix, es poden aprofitar els intervals de parada per a realitzar el manteniment dels elements.

72

Les parts d’una cel·la de simple barra en alta tensió són les següents:

Figura 41. Parts d’una cel·la simple barra en alta tensió GIS [5]

1 – Comandament a resort 5 – Barra tripolar 2 – Interruptor 6 – Transformador d’intensitat 3 – Seccionador 7 - Base 4 – Seccionador a terra 8 – Transformador de tensió

A les subestacions blindades, l’aparellatge al anar dintre d’una evolvent d’alumini va connectat a la xarxa de terra de la subestació. Garanteix que els efectes dels camps electromagnètics de la sala on s’ubica la GIS no siguin perjudicials per a les persones o l’equip auxiliar. La disposició dels elements en el cas de barra partida és la següent:

Figura 42. Disposició simple barra partida [5]

73

b) Nombre de transformadors i potència instal·lada Els transformadors han d’estar capacitats per a donar cobertura als 200 MVA que pot generar el parc. Per a aquesta situació hi ha dues opcions: un sol transformador de 200 MVA, dos transformadors de 100 MVA. L’opció d’un sol transformador presenta l’inconvenient de la continuïtat del subministre elèctric al moment en que falli aquest o requereixi manteniment o reparació. En el cas d’utilitzar dos transformadors de 100 MVA de potència cadascun es resol aquest problema, ja que es poden aprofitar els períodes de baixa demanda per a fer manteniment a un transformador i donar subministre amb l’altra màquina. Els transformadors admeten una sobrecàrrega d’un 10-20 % per sobre de la seva potència nominal, controlant-se la temperatura. La opció que s’ha escollit en aquest parc és la d’agafar dos transformadors de 100 MVA cadascun. Els diferents elements que constituiran la subestació seran:

• Seccionadors • Embarrats • Interruptors • Parallamps o autovàlvules • Transformadors de mesura de tensió • Transformadors de mesura d’intensitat • Transformadors de potència • Bobines de bloqueig

c) Descripció de les instal·lacions Els nivells de tensió de la subestació i les posicions requerides per a cadascun d’ells són:

• Sistema de 156 kV o Tensió nominal: 156 kV o Tensió màxima permesa pel material: 172 kV o Dos posicions de línia: Línia 1, Línia 2 o Dos posicions de transformador: T1, T2 o Un mòdul de mesura de tensió en barres o Una cel·la d’acoblament: AC

• Sistema de 36 kV o Tensió nominal: 36 kV o Tensió màxima permesa pel material: 44 kV o Vuit posicions de línia: L1, L2, L3, L4, L5, L6, L7, L8 o Dos posicions de transformador: T1, T2 o Dos mòduls de mesura de tensió en barres o Sortida de serveis auxiliars

74

d) Sistema de 156 kV: S’ha adoptat un encapsulat tripolar, és a dir, les tres fases aniran sota el mateix encapsulat. Aquesta opció resulta més econòmica que en el cas monopolar i s’estalvia espai. S’assumeix el risc de que es pugui convertir una falta monofàsica a trifàsica. a. Característiques de les cel·les Les cel·les a implantar seran blindades de 156 kV, amb gas SF6 com a medi aïllant, en instal·lació interior. El disseny complirà amb el codi europeu CENELEC d’evolvents d’aparellatge elèctric amb pressió a gas. Portaran una finestreta que permeti comprovar visualment la posició del contacte mòbil dels seccionadors de terra. Els conductors de connexió estan formats per tubs de coure, platejats en els seus extrems i encaixats en contactes platejats. L’acoblament es fa amb brides empernades i idèntiques. POSICIONS DE LÍNIA: Les cel·les de cada línia de la instal·lació es troben formades pels següents elements:

• Tres entrades de cable amb botella terminal (femella) • Tres transformadors de tensió de mesura fase-neutre • Tres seccionadors tripolars • Tres transformadors d’intensitat monofàsics • Un interruptor tripolar • Un joc de barra de 1000 A

CEL·LES DE TRANSFORMADOR: Les cel·les de transformador, a diferència de les de línia, no portaran integrats transformadors de mesura de tensió. Cada cel·la anirà equipada amb els següents elements:

• Tres entrades de cable amb botella terminal • Tres seccionadors tripolars • Tres transformadors d’intensitat unipolars • Un interruptor tripolar • Un joc de barres de 1000 A amb seccionadors de línia de contactes lliscants i un

seccionador de posta a terra de tancament ràpid. CEL·LA D’ACOBLAMENT Aquesta cel·la permetrà la independència dels transformadors, i en cas de falta d’algun dels dos es tancarà. Els elements dels que consta seran:

• Un interruptor automàtic tripolar • Dos seccionadors d’aïllament • Tres transformadors d’intensitat (un per fase)

MÒDUL DE MESURA DE TENSIÓ EN BARRES Als extrems de les barres del sistema de 156 kV s’instal·laran els següents elements:

• Un seccionador tripolar de posada a terra de tancament ràpid • Tres transformadors de mesura de tensió inductius (un per fase)

75

b. Transformadors de potència Els transformadors de potència possibiliten el segon salt de tensió des de la sortida de mitja tensió dels transformadors secs dels aerogeneradors (36kV) fins les tensions més altes de la xarxa (156 kV). Aquests transformadors estan treballant en condicions molt especials, ja que no només treballen com a transformadors elevadors de mitja a alta tensió, sinó que també actuen de reductors d’alta a mitja tensió durant l’arrencada del parc eòlic. La variabilitat de càrrega i les condicions especials de la generació són particularitats a ser considerades durant el disseny. Primerament, s’haurà de decidir quin tipus de transformador es va a utilitzar. Hi ha bàsicament dos tipus de transformadors, els banyats amb oli i els de tipus sec. Per a l’elecció d’un tipus de transformador o un altre, es plantegen les següents preguntes per analitzar els avantatges i inconvenients de cada màquina.

• Quin tipus de transformador requereix un major manteniment? Els transformadors secs no requereixen manteniment, en canvi els d’oli requereixen un manteniment periòdic del nivell d’oli així com dels equips de detecció i extinció d’incendis associats.

• Quin tipus de transformador és més avantatjós referint-nos al soroll que produeix?

Els transformadors d’oli produeixen menys soroll, el propi oli, a més d’aïllament elèctric, produeix un amortiment major del soroll produït.

• Quina instal·lació ocupa més espai?

Els transformadors d’oli requereixen un major espai d’instal·lació degut a les mesures de seguretat contra incendis i per a facilitar l’accés a una persona que realitzi el manteniment.

• Quin tipus de transformador suporta millor una sobrecàrrega elèctrica? Els transformadors secs suporten majors càrregues de breu duració. El transformador d’oli implica dos mecanismes d’intercanvi de calor, del debanat a l’oli, i de l’oli a l’aire, pel que davant d’un pic de potència la evacuació de calor és més lenta i la sobrecàrrega pot afectar-li més.

• Quins avantatges respecte la localització es deriven del fet que els transformadors

secs no requereixin mesures de manteniment? Es poden instal·lar en localitzacions de difícil accés, prop del consum, reduint així les pèrdues de càrrega.

• Quin mitjà de refrigeració és més potent, l’oli o l’aire?

L’oli és molt millor refrigerant degut al mecanisme de convecció que possibilita. Això fa que els transformadors d’oli puguin treballar a majors potències i amb tensions d’entrada superiors.

Tot i que sembla més avantatjós instal·lar un transformador sec degut a que aquest requereix un manteniment menor i es pot instal·lar a llocs de pitjor accés, s’instal·larà un transformador d’oli. La raó d’aquesta elecció és que les potències aplicades en aquesta subestació són molt elevades i es requereixen uns transformadors que puguin treballar en aquestes potències.

76

A continuació s’estableixen les condicions i requisits tècnics dels transformadors de la subestació. S’instal·laran dos transformadors de potència trifàsics de 100 MVA de relació de transformació 156/36 kV. CARACTERÍSTIQUES NOMINALS:

• Tipus de màquina: trifàsic en bany d’oli, muntatge en intempèrie amb regulador de càrrega tipus JANSEN.

• Tipus de servei: servei continu • Refrigeració: ONAN o ONAF (radiadors refrigerats per ventiladors)

O = mitja de refrigeració del transformador: Oli N = moviment del mitjà de refrigeració: Natural A = mitjà de refrigeració exterior: Aire F = moviment del mitjà de refrigeració exterior: Forçat

• Potència nominal: 100 MVA • Freqüència: 50 Hz • Connexió: Estrella/triangle • Grup de connexió: YNd11 (el neutre de l’estrella anirà connectat a la terra)

En les connexions dels terminals s’utilitzaran passatapes tipus condensadors d’oli / aire. CARACTERÍSTIQUES ESTRUCTURALS DEL TRANSFORMADOR: - Nucli: el nucli serà de tipus columna de múltiples capes i teòricament d’àrea transversal. Tindrà cinc columnes, on la primera i la última seran de retorn, és a dir, serviran com a camí adicional al fluxe per reduir la secció i per tant l’altura de la culata . Les columnes del nucli estaran reforçades amb fusta, bandes de fibra i ferratges per assegurar la rigidesa mecànica requerida. - Debanats: hauran d’estar dissenyats per suportar els impulsos d’alta tensió i els esforços de curtcircuit. S’hauran de tenir en compte també els augments de temperatura, aïllament, nivells d’impuls, condicions de sobrecàrrega i esforços de curtcircuit, els qual venen definits en normes internacionals de fabricació. - Ajust de voltatges (tomes variables): degut a les variacions de voltatge de la xarxa de transmissió o en la subestació, els transformadors estaran equipats amb debanat de derivacions que permeti la variació de voltatge requerida. La variació de tensió es podrà fer a través d’un canviador de tomes sota càrrega, o un canviador de tomes sense tensió. Per al cas de variador de tomes sota carga, l’operació es realitzarà utilitzant un mecanisme d’operació electromecànic, controlat de forma local des del transformador o de forma remota des de la sala de control. Per a la regulació sense tensió el control es podrà fer de forma manual des del mecanisme d’operació que estarà instal·lat a la paret lateral del transformador. - Estructura de fixació: per aconseguir l’adequada fixació axial en cas de curtcircuit, els debanats estaran ajustats mitjançant ferratges de compressió a la part superior i inferior. S’instal·laran separadors entre la part interior i de la bobina i el nucli, així com als canals entre els diversos enrotllaments dintre la bobina per a suportar els esforços radials.

77

- Tanc i conservador: dintre del tanc es trobaran submergits el nucli i els seus debanats fixats de manera que siguin fàcilment absorbits els moviments i els esforços quan es dugui a terme l’operació d’emplenat i tractament d’oli. El tanc també estarà reforçat al seu exterior amb suports d’acer al llarg de les seves parets. S’instal·laran vàlvules per a la connexió dels sistemes de tractament d’oli, vàlvules per a mostres d’oli, agafadors i vàlvules papallona per a connexió dels radiadors al tanc principal. - Terminals de connexió: per ser una subestació GIS s’utilitzaran passatapes de tipus condensadors d’oli/SF6. - Equip de protecció i control: els transformadors estaran equipats amb els següents instruments de protecció i control:

1. Relè Buzcholz: Protegeix el transformador contra tot efecte produït dintre la cuba del mateix. Es basa en el fet que les irregularitats en el funcionament dels transformadors donen lloc a escalfaments locals als enrotllaments i conseqüentment a la producció de gasos d’oli. Els gasos produïts pugen per la cuba fins on està instal·lat aquest relè. Aquests gasos es recullen en aquesta zona i en funció del volum es produirà una senyal d’alarma o control.

2. Dispositiu d’alleujament de pressió: S’instal·larà a la coberta del transformador. Respondrà al sobtat augment de pressió que pugui produir un arc a l’oli del transformador emetent una senyal de desconnexió mitjançant els seus propis contactes i emetent una senyal d’avís.

3. Indicador del nivell d’oli: S’instal·larà a la paret del conservador. Indicarà en funció de les variacions de temperatura de l’oli, el nivell d’oli del conservador i també donarà senyal d’avís si aquest està massa alt o baix.

4. Respirador deshidratant: S’instal·larà dintre el conservador i recollirà l’humitat i la pols que hi hagi a l’aire que entra al conservador.

5. Termòmetre d’oli: Controlarà la temperatura de l’oli al contenidor del transformador i emetrà una senyal d’alarma i desconnexió quan s’arribin als límits de temperatura.

6. Termòmetre del bobinat: Controla la temperatura dels bobinats i emet una senyal d’alarma i desconnexió quan s’arribin als límits de temperatura. Igual que el termòmetre d’oli, s’utilitza per al control dels ventiladors.

7. Indicador de flux d’oli: S’instal·larà a la connexió del tub per on flueix l’oli i controlarà el flux d’oli dels transformadors, emetent una senyal d’alarma si l’oli no flueix per cap motiu.

Per tal d’assegurar el correcte funcionament del transformador, s’ha de verificar que la màquina hagi superat satisfactòriament les següents proves:

- Proves de rutina: a. Mesura de la resistència del bobinat b. Mesura del coeficient de tensió i comprovació de la relació vectorial c. Mesura de la impedància i pèrdues amb càrrega d. Mesura de les pèrdues sense càrrega i corrents de buit

78

- Proves de tipus especial: a. Prova d’augment de temperatura b. Mesura de la resistència d’aïllament c. Prova d’impuls de l’ona tallada d. Mesura del nivell acústic e. Mesura de la impedància de seqüència zero f. Mesura de descàrregues parcials g. Mesura d’harmònics de la corrent de càrrega h. Mesura de l’energia absorbida pels motors del ventilador i bomba d’oli i. Prova de resistència als curtcircuits

e) Sistema de 36 kV:

a. Característiques generals El sistema de 36 kV està format per cel·les o cabines prefabricades blindades compartimentades, amb gas SF6 com a medi aïllant. Aquestes cel·les han d’estar dissenyades i construïdes segons la norma UNE-EN 60299. Aquestes cel·les estaran ubicades dintre del mateix edifici que albergarà la part d’alta tensió i els transformadors de potència. b. Estructura general de les cel·les El disseny de les cel·les integren els següents mòduls amb gas SF6 :

• Compartiment de barres: Les barres de cada fase es trobaran separades a traves de xapes metàl·liques.

• Mòdul d’interruptor automàtic:

L’interruptor està equipat d’un mecanisme de comandament mecànic de resort. Les càmeres de buit es col·locaran a les evolvents unipolars de resina sintètica. Aquest mòdul estarà format per un interruptor de tall en buit, un seccionador de posta a terra en sèrie amb l’interruptor i un seccionador de línia.

• Armari de baixa tensió:

Es trobarà protegit contra possibles contactes. Presentarà resistència a la pressió. Allotja els instruments i relès de protecció, els terminals de cable i altes equips secundaris.

• Compartiment inferior de connexió de cables de potència:

Recinte encapsulat que contindrà els compartiment de connexió de cables.

• Cel·la de protecció amb fusibles: Disposa d’una cuba d’interruptor-seccionador de tres posicions (tancat, obert, posta a terra), incloent protecció amb fusibles.

79

c. Components de les cel·les A continuació es van a descriure els tipus de cabines instal·lades:

• Cel·la de línia: Cada mòdul de línia de la instal·lació estarà equipat amb els següents elements:

1. Compartiment de barres: una barra que suporti 2000 A 2. Compartiment d’interruptor: interruptor tripolar de tall en buit 3. Armari de baixa tensió: amb els diferents relès i aparells de mesura 4. Compartiment de terminals: tres transformadors d’intensitat

• Cel·la de transformador:

Cada mòdul de transformador vindrà equipat dels següents elements: 1. Compartiment de barres: una barra de 2000 A 2. Compartiment d’interruptor: interruptor tripolar de tall en buit 3. Armari de baixa tensió: amb els diferents relès i aparells de mesura 4. Compartiment de terminals: tres transformadors d’intensitat

• Mòduls en barres:

1. Cel·la de mesura en barres: estarà formada per transformadors de tensió connectats directament a les barres, amb seccionament de posta a terra.

• Mòdul de protecció de serveis auxiliars:

Estarà format pels següents elements: 1. Compartiment de barres: un joc de barres de 2000 A. 2. Compartiment d’interruptor: interruptor tripolar de tall en buit 3. Armari de baixa tensió: amb els diferents relès i aparells de mesura 4. Compartiment de terminals: tres transformadors d’intensitat

f) Autovàlvules: S’instal·laran autovàlvules per tal de protegir la subestació de sobretensions procedents de diversos orígens. S’implantaran quatre jocs d’autovàlvules de ZnO. Tindran comptadors de descàrregues, connectats en derivació amb les bornes de 156 i 36 kV dels transformadors de potència.

Característiques nominals:

• Tensió de 156 kV: Tensió nominal: 200 kV Intensitat nominal: 10 kA


80

g) Serveis auxiliars A part d’altres funcions secundàries, els serveis auxiliars constitueixen la font d’alimentació dels sistemes de comandament, control i proteccions de les subestacions, per això han de ser dissenyats per mantenir la pròpia fiabilitat dels elements principals d’aquests sistemes. a. Serveis auxiliars de CA L’alimentació dels serveis auxiliars de corrent alterna serà subministrada mitjançant dos transformadors de Serveis Auxiliars (TSA), disposant una alimentació a l’edifici de control i cel·les de la subestació una doble alimentació de 400 / 230 V fiables i independents. Els transformadors presenten les següents característiques:

- Potència nominal 150 kVA - Tensió primari 36 kV - Tensió secundari 400 V ±5% - Aïllament dielèctric sec encapsulat total en resina - Connexió Dyn11 (triangle / estrella)

b. Serveis auxiliars de CC

La instal·lació de corrent contínua és molt important perquè en cas de donar-se una avaria al sistema de subministre d’energia, el sistema encarregat de portar la instal·lació a una situació segura és l’equip de corrent continua. La tensió en corrent continua per als serveis auxiliars és de 125 VCC. La tensió per al telecontrol és de 48 VCC. Aquestes tensions s’obtenen de quatre equips compactes rectificador – bateria. Aquests equips funcionen de forma ininterrompuda. h) Posta a terra Tota instal·lació elèctrica haurà de disposar d’una protecció o instal·lació a terra de terra dissenyada de manera que en qualsevol punt accessible de l’interior o exterior de la mateixa on les persones puguin circular o romandre, aquestes quedin sotmeses com a màxim a unes tensions de pas i contacte calculades a l’apartat corresponent de càlculs. El primer problema respecte a la posta a terra d’una subestació al mar és que degut a la connexió dels transformadors del parc eòlic i de la subestació offshore, el tram que va des d’un a l’altre està impedida la seva connexió a terra, pel que la solució que se sol utilitzar és la connexió d’un transformador auxiliar en barres de baixa tensió de manera que quedi connectat al costat d’estrella a barres i podent així realitzar la posada a terra mitjançant el neutre i una pica al fons marí. A l’apartat 5.2.6 de proteccions es parla també del sistema de posta a terra davant descàrregues atmosferiques. Degut a la novetat d’aquesta tecnologia i la confidencialitat que les empreses dedicades a la mateixa no existeix informació sobre aquest apartat. Alguns autors discuteixen la possibilitat de realitzar la connexió a terra a través del formigó de la plataforma offshore.

81

i) Enllumenat L’enllumenat de la subestació estarà format per un enllumenat interior i un d’emergència, capaços d’abastir el nivell lluminós de manera que sigui eficient per a poder efectuar les maniobres amb la màxima seguretat. a. Enllumenat interior L’enllumenat interior de l’edifici es realitzarà amb pantalles per a tubs fluorescents de 40 W que proporcionarà la il·luminació exigida a qualsevol necessitat. Aquestes pantalles fluorescents constaran de dos làmpades fluorescents i es distribuiran de forma regular les pantalles en 6 files i 6 columnes. b. Enllumenat d’emergència Dintre l’edifici s’instal·larà un sistema d’enllumenat d’emergència. Aquest enllumenat està previst d’entrar en funcionament automàticament quan es produeixi la falta dels enllumenats generals. Es realitzarà a través de làmpades incandescents distribuïdes als llocs adequats segons la normativa. El sistema romandrà encès constantment en cas d’estar connectada la instal·lació general d’enllumenat. En cas de falta de ca, l’alimentació es transferirà automàticament a les barres de 125 VCC.

82

5.2.3 Subestació onshore Un cop realitzada l’evacuació de l’energia del parc eòlic del mar cap a terra en alta tensió (156 kV), realitzarem una última transformació a un nivell de 220 kV per a unir-nos a la companyia de transport i distribució corresponent. Al plànol 5 de planta del parc es poden veure les subestacions i la seva situació. La subestació es trobarà a uns 19,6 km del parc eòlic (distància a l’aerogenerador més pròxim), a un km de la costa. Constarà de dos posicions d’entrada de línia a 156 kV. A continuació s’elevarà la tensió a 220 kV en dos posicions de transformador. Les característiques de la xarxa són:

• Tensió nominal (UN): 220 kV • Tensió més elevada de la xarxa (UM): 245 kV • Freqüència nominal: 50 Hz • Número de fases: 3 • Neutre de la xarxa: rígid a terra

a) Elecció de la disposició i forma constructiva de la subestació: En aquest cas, la subestació pot construir-se a la intempèrie degut a que els costos seran més baixos, a pesar de requerir major superfície. Per tant, l’opció elegida és subestació AIS. Aquest tipus de subestacions són les més utilitzades. L’aparellatge, cables i embarrats es troben aïllats en aire. A més, per aquest motiu cada dispositiu es troba de manera individual i separat de la resta. Les dimensions dels dispositius i embarrats resulten més grans en conjunt ja que les distàncies de seguretat a tenir en compte són majors. Com s’ha dit anteriorment, les configuracions més utilitzades són: simple barra, simple barra amb By-Pass, doble barra amb un sol interruptor, doble barra amb barra de transferència, interruptor i mig, doble barra amb doble interruptor i anell. En aquest cas l’elecció que sembla més encertada és la de doble barra. Per ser una subestació que evacua a la xarxa de transport s’exigeix que la configuració sigui almenys de doble barra. Aquest esquema utilitza dues barres principals i cada circuit posseeix dos seccionadors de barres. Un interruptor d’acoblament de barres connecta les dos barres i quan està tancat permet transferir un circuit d’una barra a l’altra mantenint la tensió mitjançant l’accionament dels seccionadors de barres. El funcionament normal d’aquesta tipologia és amb l’interruptor d’acoblament obert. Tots els circuits poden treballar amb la barra principal o la meitat dels circuits pot funcionar des de qualsevol barra. Aquesta situació resulta equivalent a dos nusos diferents. En el primer cas, la subestació quedaria fora de servei en el cas de falta de la barra o interruptor. En el segon, només la meitat dels circuits. Amb aquest esquema es necessita un sistema de relès protectors molt sensibles per a evitar la parada completa de la subestació en el cas de falta de qualsevol de les barres.

83

Figura 43. Esquema de disposició doble barra amb simple interruptor [5]

b) Nombre de transformadors i potència instal·lada Els transformadors han d’estar capacitats per a donar cobertura als 200 MVA que pot generar el parc eòlic. Per a aquesta situació l’opció més senzilla és l’ús d’un transformador elevador de potència de 200 MVA amb relació de transformació 156/220 kV. Com a la subestació arriben dos línies, aquest transformador necessitarà dos debanats al costat de baixa. c) Descripció de les instal·lacions Els nivells de tensió de la subestació i les posicions requerides per a cadascun d’ells són:

• Sistema de 156 kV o Tensió nominal: 156 kV o Tensió màxima permesa pel material: 172 kV o Dos posicions de línia: Línia 1, Línia 2 o Dos posicions de transformador: T1, T2 o Un mòdul de mesura de tensió en barres o Una cel·la d’acoblament: AC

• Sistema de 220 kV o Tensió nominal: 220 kV o Tensió màxima permesa pel material: 245 kV

d) Sistema de 156 kV: a. Característiques generals POSICIONS DE LÍNIA: Són les corresponents a les línies d’alimentació de la subestació o línies que surten de la mateixa, per a portar a altres consumidors. L’aparellatge necessari en general és:

84

• Seccionador de barres • Interruptor automàtic o disjuntor • Transformador d’intensitat • Seccionador de sortida amb cutxilles de posta a terra • Transformador de tensió • Bobines de bloqueig

POSICIÓ DE TRANSFORMADOR: Posició corresponent a l’alimentació del transformador:

• Seccionador de barres • Interruptor automàtic o disjuntor • Transformador d’intensitat • Autovàlvules

POSICIÓ D’ACOBLAMENT Posició que permet interconnectar sense perdre servei, embarrats independents d’una subestació. A més, a través d’ell, es pot donar servei a una posició donada. Els seus components són:

• Seccionador de barres • Interruptor automàtic o disjuntor • Transformador d’intensitat

POSICIÓ DE MESURA Posició constituïda pels transformadors de tensió connectats directament a barres que permeten conèixer la tensió en barres, sincronització i altres. b. Característiques particulars de l’aparellatge A continuació es descriuen les principals característiques dels elements que formen el sistema de 156 kV. Interruptors automàtics: Els interruptors automàtics o disjuntors es poden classificar segons el medi elèctric on es troben els contactes: en oli, en SF6 (hexafluorur de sofre), d’aire o de buit. Aquest tipus de disjuntor és totalment hermètic per a mantenir la pressió. La missió dels interruptors automàtics és desconnectar tota o part de la instal·lació de forma automàtica quan aquesta no estigui aportant l’energia a la xarxa dintre de les condicions de qualitat comentades anteriorment a l’apartat 3 de qualitat de l’energia o quan es produeixi una situació que pugui posar en perill la instal·lació i els seus elements.

85

Figura 44. Interruptor automàtic AT intempèrie [5]

Seccionadors: per a separar parcialment la instal·lació Seccionador de línia: s’utilitzen seccionadors tripolars giratoris de tres columnes com a seccionadors de línia. Els terminals fixos de connexió s’equipen amb terminals plans. Porten un lubricant permanent de manera que es trobin permanentment protegits contra les influències ambientals. Les cutxilles estan constituïdes per tub de coure rodó normalitzat. Els seccionadors estan equipats amb accionaments de comandament elèctric i manual.

Figura 45. Seccionador de línia, AT intempèrie [5]

Seccionador de barres: d’altra banda s’utilitzen seccionadors monopolars de tipus pantògraf com a seccionadors de barres per a permetre la desconnexió de les barres quan sigui oportú.

Figura 46. Seccionador pantògraf, AT intempèrie [5]

86

Transformadors de tensió: Hi han dos tipus de transformadors, els inductius i els capacitius. En els primers, la tensió es crea per la inducció d’una tensió en un camp magnètic. Són ideals per instal·lacions en punts de mesura per la seva elevada classe de precisió, per això s’utilitzen a les posicions de barres. Els capacitius estan formats per un divisor de tensió capacitiu i un transformador inductiu en una tensió intermèdia i els disposem a les posicions de línia. Aquests solen ser de menor precisió i més lents, però permeten utilitzar la línia d’alta tensió per comunicar-se per mitjà d’ones portadores d’alta freqüència. Transformadors de corrent: Els transformadors d’intensitat s’utilitzen per mesurar la intensitat que passa per un conductor. N’hi ha de diversos tipus, però el més utilitzat és l’unipolar. Embarrats: Es disposa d’un doble joc de barres de tensió nominal 156 kV i corrent nominal 1000 A. e) Autovàlvules: Són de tipus d’òxids metàl·lics sense explosors. Tenen un sol apilament de resistències variables amb la tensió, a base d’òxid de zinc. La part activa està constituïda per resistències perfectament homogènies. Presenten una evolvent de porcellana.

Característiques nominals:



f) Transformador de potència Existeixen, tal com s’ha dit anteriorment, dos tipus fonamentals de transformadors, els banyats amb oli i els de tipus sec. Segons les característiques que cadascun pot aportar (apartat 5.2.2 de la subestació offshore) es tria un transformador banyat amb oli. A continuació s’estableixen les característiques i requisits tècnics del transformador a implantar a la subestació. S’instal·larà un transformador trifàsic de 200 MVA, de relació de transformació 156/220 kV i amb dos debanats al costat de baixa per a que es puguin connectar les dos línies de 156 kV.

87

Figura 47. Exemple de transformador de potència AT intempèrie [5] a. Característiques nominals:

• Tipus de màquina: trifàsic en bany d’oli, muntatge en intempèrie amb regulador de

càrrega tipus JANSEN, i nucli de 3 columnes. • Tipus de servei: servei continu • Refrigeració: ONAN o ONAF (radiadors refrigerats per ventiladors)

O = mitja de refrigeració del transformador: Oli N = moviment del mitjà de refrigeració: Natural A = mitjà de refrigeració exterior: Aire F = moviment del mitjà de refrigeració exterior: Forçat

• Potència nominal: 200 MVA • Freqüència: 50 Hz • Connexió: Estrella/triangle • Grup de connexió: YNYNd11 (dos entrades amb neutre connectat al terra i una

sortida en triangle per connectar- la a la xarxa)

b. Característiques estructurals del transformador:

Són les mateixes explicades a l’apartat corresponent al transformador de potència de la subestació GIS. g) Serveis auxiliars Els serveis auxiliars de la subestació estaran subministrats per un sistema de corrent alterna i un sistema de corrent contínua. Aquests sistemes estan instal·lats a fi de subministrar l’energia necessària als diferents components de control, protecció i mesura. Per al control i operativitat d’aquests serveis es disposa d’un quadre situat a l’edifici de comandament i control on es centralitzen tant els serveis auxiliars de ca com els de cc.

88

a. Serveis auxiliars de CA Tenen com a funció bàsica l’alimentació des del Quadre Principal de c.a. als diferents consumidors. En aquest cas només es consideren essencials les alimentacions a rectificadors, enllumenat, bombes del grup generador i refrigeració de transformadors de potència. Les fonts de c.a. poden ser:

• Internes: depenen de la subestació • Externes: una xarxa de mitja tensió. Aquesta xarxa ha de ser independent de la resta

de xarxes de la subestació. Fonts de recolzament: • Grups Dièsel: per a cobrir certes situacions que es puguin produir i si la

importància de la subestació ho aconsella, pot ser convenient la utilització d’un generador d’emergència. Alimentarà únicament els serveis essencials per a garantir el funcionament de línies, transformadors, etc.

• Sistema d’alimentació ininterrompuda: per a alimentació d’equips de control digital i altres que ho precisen.

Les característiques del transformador de serveis auxiliars implantat són:

- Potència nominal 650 kVA - Tensió primari 156 kV - Tensió secundari 400 V ±5% - Connexió Dyn11 (triangle / estrella)

b. Serveis auxiliars de CC: Tenen com a funció principal la producció, emmagatzematge i distribució de la c.c. necessària per a alimentar els equips que precisen aquests serveis: sistemes de control i comandament, proteccions, motors d’accionament d’interruptors i seccionadors, equips de comunicacions i equips de telecomandament. Degut a la importància de les funcions assignades el seu grau de disponibilitat i fiabilitat requereixen una alta qualitat dels seus components. El sistema de c.c. és l’únic capaç de dur la instal·lació a una situació segura en cas d’avaria del sistema de subministrament d’energia. La tensió de c.c. per als serveis auxiliars d’explotació és de 125 VCC i per a telecomandament és de 48 VCC. Aquestes tensions s’obtenen de quatre equips compactes (dos de 125 i dos de 48 VCC) rectificador – bateria.

89

5.2.4 Connexió offshore - onshore L’elecció dels cables de cada tram utilitzat al projecte es justifica mitjançant els càlculs realitzats a l’apartat 1 de Càlculs, a la secció Selecció i dimensionat de cables. En la connexió entre la subestació offshore i la onshore no serà necessària la instal·lació d’un compensador de potència reactiva ja que la distància a la costa és relativament curta (18 km). En canvi, si s’incrementa la distància a la costa resulta necessari incorporar un compensador ja que augmenta la capacitat del cable. Es considera obligatori utilitzar un compensador a partir dels 30 – 40 km de longitud, en funció de les característiques del cable i la potència que transporta. A més, a mesura que la distància a la costa s’incrementa (a partir dels 100 km), també s’incrementen els costos dels cables en corrent alterna, tornant-se prohibitius al superar certes distàncies. Tal com s’ha dit, els cables de c.a. produeixen grans quantitats de potència reactiva capacitiva i per tant disminueixen la capacitat de transmissió. Donat el seu baix cost, el seu senzill disseny, la seva simple forma d’operar i el seu baix impacte a la xarxa receptora, la interconnexió mitjançant sistemes de transmissió HVdc pot oferir en aquestes aplicacions alguns avantatges quan es compara amb les connexions HVac. Tot i això el principal inconvenient que tenen aquests sistemes de HVdc és que requereixen dues centrals convertidores per passar d’alterna a contínua. Actualment, l’enllaç més llarg realitzat amb corrent contínua d’alta tensió és el que uneix les preses d’Inga amb les mines de coure de Shaba a la República Democràtica del Congo, amb una distància de 1700 km transportant 600 MW. L’estesa elèctrica submarina que va des de la subestació marina fins la costa està duplicada, és a dir, existeixen dues línies submarines que portaran cadascuna d’elles 88 MW (la meitat de la capacitat del parc total, considerant el factor de sobrecàrrega). Així aconseguim cables de diàmetre menors, cosa que en facilitarà la seva estesa, i a més adquireix més seguretat en l’explotació, ja que en el cas que s’estigui fent el manteniment d’uns dels transformadors de la subestació tenim disponible l’altre. La rasa ha de ser el més recta possible, evitant els angles pronunciats. La profunditat dels cables de la rasa ve determinada per dos factors: dissipació de calor a l’atmosfera i humitat de l’entorn. En aquest cas, la profunditat serà d’un metre, tal com es pot observar a l’esquema de les rases al plànol 12 de detalls de rases. Els cables s’instal·len directament enterrats.

90

a) Tram 156 kV submarí: En el tram de cable que va des de la subestació GIS fins la costa (18 km), s’utilitzarà un cable unipolar, col·locat en forma de trèvol, enterrat a 1m de fondària i una amplada de la rasa d’uns i amb les següents característiques.

Fabricant ABB Tipus 3x(1x 185 mm2) Tensió màxima assignada 170 kV Material del conductor Coure Secció del conductor 185 mm2 Revestiment 150 mm2 Diàmetre del cable 45 mm

Pes 4,8 kg/m

Taula 17. Característiques del cable 156 kV submarí [19]

b) Tram 156 kVsubterrani: Des de la costa fins la subestació onshore (aproximadament 1 km), es farà la connexió mitjançant el cable de les següents característiques:

Fabricant ABB Tipus 3x(1x 185 mm2) Tensió màxima assignada 170 kV Material del conductor Coure Secció del conductor 185 mm2 Revestiment 150 mm2 Diàmetre del cable 45 mm

Pes 4,8 kg/m

Taula 18. Característiques del cable 156 kV subterrani [19]

91

5.2.5 Xarxa MT La connexió entre els aerogeneradors i la subestació offshore es realitza a través d’una xarxa de mitja tensió. La instal·lació és submarina per evitar l’impacte ambiental i els costos majors que suposaria una línia aèria. A més aquesta disposició té l’avantatge d’una major facilitat i seguretat per a les operacions de reparació i manteniment dels aerogeneradors. Els cables utilitzats en aquesta xarxa són tripolars amb aïllament de polietilè reticulat i van directament enterrats. L’accés a l’aerogenerador es fa amb tub de plàstic de polipropilè dintre el formigó de la mateixa cimentació de l’aerogenerador i tindrà un diàmetre de 16 cm. La rasa ha de ser el més recta possible, evitant els angles pronunciats. La profunditat dels cables de la rasa ve determinada per dos factors: dissipació de calor a l’atmosfera i humitat de l’entorn. En aquest cas, la profunditat serà d’un metre. L’elecció dels cables de cada tram utilitzat al projecte es justifica mitjançant els càlculs realitzats a l’apartat 1 de Càlculs, a la secció Selecció i dimensionat de cables. El tram que va des del parc eòlic fins la subestació té les següents característiques:

Fabricant ABB Tipus 3x 120 mm2 Tensió màxima assignada 40 kV Material del conductor Coure Secció del conductor 120 mm2 Revestiment 25 mm2 Diàmetre del cable 75 mm

Pes 7 kg/m

Taula 19. Característiques del cable 36 kV de la subestació [19]

92

Els trams que van des d’un aerogenerador al següent de la seva fila tenen les següents característiques:

A 1 – 2, A 2 – 3, A 3 – 4

A 4 – 5 A 5 – 6 A 6 – 7 A 7 – 8 A 8 - 9

Fabricant ABB ABB ABB ABB ABB Tipus 3x16

mm2 3x25 mm2

3x 35 mm2

3x 50 mm2

3x 95 mm2

Tensió màxima assignada

40 kV 40 kV 40 kV 40 kV 40 kV

Material del conductor

Coure Coure Coure Coure Coure

Secció del conductor

16 mm2 25mm2 35mm2 50mm2 95mm2

Revestiment 10 mm2 10mm2 10mm2 10mm2 16mm2 Diàmetre del cable

53 mm 59 mm 63 mm 65 mm 72 mm

Pes 2,8kg/m 3,4kg/m 4,2 kg/m 4,6 kg/m 5,8 kg/m

Taula 20. Característiques del cable 36 kV submarí entre aerogeneradors [19]

Figura 48. Components dels cables de MT i AT de la ABB [19]

93

5.2.6 Proteccions Per tal de que el parc eòlic operi de forma segura, s’han d’instal·lar una sèrie de proteccions encarregades de protegir tots els elements de la instal·lació als diversos circuits o parts. Aquestes proteccions es poden trobar als detalls de proteccions del plànol 11 corresponents. a) Xarxa BT i MT Els principals dispositius de protecció i maniobra que formen part de la xarxa de BT d’un aerogenerador destaquen els interruptors de baixa tensió utilitzats en la protecció, maniobra i seccionament de la instal·lació elèctrica. Aquests components se situen fonamentalment als circuits de l’estator i del rotor. Es tracta d’interruptors automàtics de BT per a aplicacions industrials de caixa modelada. L’elecció de l’interruptor automàtic més adequat està basat en els ajustos de les corbes de dispar i la selecció dels paràmetres de ruptura: poder de tall en curtcircuit, poder assignat de tall en servei permanent de curtcircuit i la sol·licitació tèrmica. Tots aquests paràmetres estan calculats a l’apartat corresponent de Càlculs. En quant al transformador sec que eleva la tensió de 690 V a 36 kV podem dir que la seva protecció està basada en el control de la temperatura dels seus enrotllaments amb sondes PTC. La protecció del costat de BT del transformador depèn de la ubicació del CT. Els que estan situats dintre la torre mateix, el cas d’aquest projecte, donada la curta longitud de cable que uneix el quadre de BT amb el transformador, de vegades no es col·loca cap altra protecció. Una altra alternativa és instal·lar un interruptor automàtic dintre d’aquest quadre. Aquest interruptor pot estar enclavat elèctricament amb l’interruptor del transformador en MT. Protegeix les barres del quadre de BT de l’aerogenerador i permet l’aïllament de l’aerogenerador de la xarxa de mitja tensió del parc eòlic. Per a la protecció del costat de MT se sol utilitzar un interruptor-seccionador que protegeix al transformador contra sobrecàrregues, associat amb un fusible que realitza la protecció davant curtcircuits. Aquesta protecció ha de ser el suficient robusta per a permetre la corrent de connexió del transformador i el bastant sensible com per a detectar les faltes als terminals de BT del transformador. En aquest projecte les proteccions d’aquesta instal·lació de BT-MT estan totes incloses dintre de les cel·les d’Ormazabal, descrites anteriorment en les instal·lacions de l’apartat 5.2. Al plànol 11 de detalls es pot veure un detall de les proteccions corresponents al circuit de l’aerogenerador, el transformador i la xarxa de MT. b) Subestacions Les proteccions de les subestacions depenen sobretot del tipus de posta a terra. En el nostre cas es tracta de règim de neutre rígid a terra. Les proteccions utilitzades, tal com es pot veure al plànol 11 corresponent de l’apartat plànols, per a cada línia d’aerogeneradors, són: sobrecàrrega i curtcircuit de fases , protecció direccional de neutre amb reengantxador

94

incorporat. Aquestes proteccions permeten detectar les faltes trifàsiques i monofàsiques en la línia de MT. El relé direccional de neutre es retarda per a esperar a una possible auto-extinció de la falta. Aquest relè rep la senyal de corrent homopolar d’un transformador d’intensitat toroïdal que abraça les tres fases i terra, i la senyal de tensió homopolar del secundari en triangle obert d’un transformador de tensió. Les proteccions dels transformadors de potència de 156 kV i de 220 kV són les següents:

• Relè diferencial que dispara ambdós interruptors de cada banda de tensions alhora. • Relè de sobrecàrrega i curtcircuit de fases i neutre amb reengantxador tant al

primari com al secundari, disparant cadascun l’interruptor automàtic del seu nivell de tensió.

• Relè de dispar i rearmament manual activat per a la protecció diferencial i relè de sobrecàrregues i curtcircuits de fases i neutre del primari.

La protecció d’interconnexió amb la xarxa d’AT inclou les proteccions de le s barres d’AT. Aquesta protecció està basada en el relè de mínima i màxima freqüència i el relè de mínima i màxima tensió, que disparen l’interruptor d’AT. Per a la protecció de la línia, o línies, s’utilitza com a protecció primària una a distància amb reengantxador incorporat i com a protecció de recolzament una protecció direccional de neutre, que disparen l’interruptor d’AT. A les nostres subestacions hem optat per col·locar cel·les amb aquestes proteccions incorporades. c) Proteccions davant descàrregues atmosfèriques Els parcs eòlics presenten un risc molt elevat d’impacte directe d’un llamp per les següents raons:

• L’altura de les instal·lacions • Emplaçaments amb freqüència de descàrregues elevades

Les objectius principals del sistema de protecció davant les sobretensions d’origen atmosfèric són:

• Captar, derivar i dissipar la corrent del llamp a terra • Evitar les diferències de potencial elevades entre punts metàl·lics de la instal·lació

Les mesures de protecció adoptades estan basades en la normativa IEC 61400-24 (Wind turbine generator – Lightning protection for wind turbines). Aquestes mesures es poden classificar en:

• Mesures de protecció interna • Mesures de protecció externa

a. Protecció externa

L’objectiu de la protecció externa és protegir el parc eòlic de l’impacte directe del llamp. Per a això es facilita el pas de la corrent del llamp a terra per un camí prefixat. Les instal·lacions necessàries són:

95

• Instal·lació captadora: S’ha comprovat experimentalment que el llamp cau principalment per l’entorn de la punta de la pala, amb unes distàncies de poques desenes de cm. Per això, és aquí on se situen els receptors de llamps. A més, per evitar el dany per impacte directe del llamp a la veleta i l’anemòmetre situats al final de la góndola, s’ha de situar una punta captadora en aquesta part de l’aerogenerador. • Instal·lació de derivació: Pales: un cop captat el llamp el principal problema és conduir- lo per la pala sense produir-se descàrregues disruptives internes. Els mètodes utilitzats per a derivar el corrent des del punt d’incidència fins la arrel de la pala són els següents: - Una malla metàl·lica fixada al material de la superfície de la pala - Variar la composició del material amb la que es realitza la superfície de la pala

incorporant- li un material conductor. - Utilitzar com a element conductor la barra d’acer que constitueix l’eix de la pala.

En aquest projecte s’ha elegit aquest últim mètode donat que és el més econòmic. Góndola: El llamp conduit fins el buc ha de creuar el mateix i la góndola per a arribar a la torre. Aquest camí es realitza a través de conductors de secció adequada. Aquests conductors al passar per la góndola han d’estar el més allunyats possible dels components electrònics i elèctrics per evitar la inducció de tensions destructives. A més, per a protegir les persones de contactes perillosos, s’ha de crear una xarxa equipotencial connectant entre si totes les parts metàl·liques externes i internes de la turbina eòlica. Torre: El llamp és conduit a través de la torre a través dels conductors de coure paral·lels (2x25mm2) al llarg de l’interior de la mateixa fins la connexió amb la instal·lació de posta a terra de l’aerogenerador.

• Instal·lació de posta a terra: L’objectiu de la instal·lació de posta a terra és limitar la tensió que poden presentar les masses metàl·liques com a conseqüència de corrents de falta o sobretensions de maniobra i atmosfèriques. En aquest cas, s’ha optat per realitzar la posta a terra amb elèctrodes en forma de pota d’aranya que afavoreix el pas del defecte a terra. Es tracta d’un bucle normalitzat i quatre conductors despullats de la mateixa secció que els de l’elèctrode principal, enterrats horitzontalment a 0,5m en direccions radials, des del centre de l’elèctrode principal, formant entre si com a mínim angles de 60º. La constitució de la posta a terra és a base d’un anell conductor de coure, a 180º, de l’armadura de la fundació de la torre. La resistència d’aquesta armadura es pot millorar augmentant la longitud de l’anell, afegint dos o més piques i col·locant dos o més anells a distàncies i profunditats creixents. Amb aquest sistema es poden obtenir resistències menors a 2 Ω .

96

Totes les postes a terra dels aerogeneradors han de complir el principi d’equipotencialitat. Per a això han d’estar connectats a la posta a terra totes les parts metàl·liques internes i externes de l’aerogenerador: el quadre de distribució en BT, els transformadors, la torre, etc. En quant a la xarxa de MT que uneix tots els aerogeneradors, calen connectar totes les pantalles dels cables de totes les fases a terra. Es pot fer connectant a terra els dos extrems del cable, en el qual apareix una corrent induïda a la pantalla que no és important en MT, però si en AT; o connectant només un únic extrem, en aquest cas no circula corrent però la tensió induïda pot arribar a valors perillosos en funció de la longitud del cable. Un cop arribem a la subestació hi ha dos possibilitats: connectar la pantalla dels cables de MT al sistema de posta a terra de la subestació, de manera que totes les instal·lacions queden connectades; o encintar la pantalla i posar uns parallamps autovàlvula a l’extrem del cable, de manera que les instal·lacions queden independents. En aquest projecte s’ha optat per la segona opció, de manera que les sobretensions que puguin aparèixer no afectin a la resta de la instal·lació. La posta a terra del neutre del transformador de la subestació s’haurà de realitzar en un sol punt, tenint en compte que s’haurà de fer al transformador només si el costat posat a terra no està a la part de la companyia subministradora. A més, la posta a terra de la protecció contra descàrregues atmosfèriques haurà de ser independent de les altres postes a terra.

b. Protecció interna

L’objectiu de la protecció interna és evitar els danys dels equips connectats a les xarxes d’energia. La metodologia de protecció es basa en la col·locació de descarregadors de sobretensió segons el principi de protecció per zones. Els dispositius de protecció davant sobretensions estan formats fonamentalment per resistències variables amb la tensió (varistors i díodes supressors) i vies d’espurnes. Les seves característiques distintives són:

• Corrent nominal de descàrrega: el valor de cresta del corrent de xoc 8/20 µs, per al que està dimensionat el dispositiu.

• Corrent de xoc de llamp: valor de cresta del corrent de xoc de llamp 10/350 µs que el descarregador ha de ser capaç de derivar repetits cops sense destruir-se.

• Nivell de protecció: valor instantani més alt de la tens ió després del descarregador. Aquest paràmetre és el que determina la situació del descarregador en xarxes d’energia.

Tipus de descarregadors de sobretensions:

Es classifiquen en primer lloc els descarregadors en funció de la classe d’exigència: • Classe A: són els parallamps autovàlvula clàssics • Classe B: són descarregadors de corrent de llamp per a compensació del potencial.

Per a categoria de sobretensió IV i corrent de xoc de llamp de 5 kA a 50 kA. Es denomina descarregador de corrent de llamp.

97

• Classe C: destinat a la protecció contra sobretensions en instal·lacions fixes, preferentment per a categoria de sobretensió III. El corrent de descàrrega és de 5 kA. Es denomina descarregador de sobretensions.

• Classe D: destinat a protecció contra sobretensions en instal·lacions fixes i mòbils,

per a categoria de sobretensió II i corrent nominal de descàrrega 5 kA. En funció de l’aplicació es poden classificar en: • Aparells i instal·lacions de la xarxa d’energia en BT:

o Descarregadors de corrent de llamp (classe B). Per a sobretensions degudes a descàrregues directes o properes de llamp. Es col·loquen el més pròxim possible a l’escomesa de BT.

o Descarregadors de sobretensions (classe C i D): Per a protecció en cas de descàrregues llunyanes al llamp i sobretensions causades per processos de commutació o descàrregues electrostàtiques. Els de classe C es col·loquen als quadres de BT i els de classe D es col·loquen a l’alimentació de l’equip a protegir.

o Equips i instal·lacions informàtics: fins 60 V, es denominen limitadors de sobretensions.

o Vies d’espurnes de separació per a instal·lacions de presa de terra o per a compensació de potencial.

Principi de protecció per zones: La divisió d’una instal·lació en zones de protecció davant el llamp és una eina per a assegurar una protecció sistemàtica i suficient de tots els equips que componen la instal·lació. Aquestes zones estan definides en funció de si el llamp pot caure directament sobre la instal·lació, així com la magnitud de la corrent del llamp i el camp electromagnètic associat a la zona. Els descarregadors de corrent de llamp (classe B) es munten als punts d’intersecció entre la zona de les pales i la góndola i torre. Zones de protecció en un aerogenerador En funció de les zones de protecció queda fixada la situació dels descarregadors de sobretensions en un aerogenerador.

Línies d’energia

o Al costat de MT del centre de transformació es poden col·locar parallamps autovàlvula per a les sobretensions que provenen de la xarxa de MT del parc.

o La protecció de l’escomesa general de l’aerogenerador s’ha de fer al secundari del transformador, amb tres descarregadors de corrent de llamp classe B, muntats en derivació entre les fases i terra, que constitueixen el primer esglaó de protecció.

o Per a la protecció davant sobretensions induïdes a causa d’altres sobretensions a les línies de connexió del generador des de la góndola fins

98

la base de la torre, s’han d’instal·lar descarregadors classe C als seus extrems.

o L’últim esglaó de protecció els constitueixen els descarregadors de classe D, per a protecció directa de l’equipament electrònic, que es connecten a la seva alimentació.

Línies de senyal

o Central meteorològica – Unitat de control: s’instal·larà abans de la unitat de control un descarregador de sobretensions.

o Sensor de temperatura – Convertidor analògic/digital: al trobar-se el sensor de registre a l’exterior i el convertidor de valors a l’interior de la góndola, s’han d’instal·lar coordinadament descarregadors de corrent de llamp i de sobretensions.

o Línies de dades: les línies de transmissió de dades que comuniquen la góndola amb el quadre de control a peu de torre han de protegir-se amb descarregadors als dos extrems, ajustats a les característiques de les senyals a protegir.

o El mòdem s’haurà de protegir per un costat davant a les sobretensions de la xarxa telefònica del parc eòlic per un descarregador de sobretensions i corrent de llamp, i per l’altre, davant possibles sobretensions en les línies de dades de l’aerogenerador per un descarregador de sobretensions.

99

5.3 Integració del sistema eòlic a la xarxa 5.3.1 Condicions de connexió Per tal de fer possible la connexió del parc eòlic és necessari que es compleixen unes determinades condicions tècniques i administratives. La informació que ha de subministrar, tant el titular del parc com l’empresa distribuïdora d’energia elèctrica és la següent:

• Nombre, potència i tipus d’aerogeneradors. • Dades per al càlcul de la corrent de curtcircuit. • La potència màxima que entregarà.

Per la seva part, la companyia distribuïdora haurà d’indicar:

• El punt de connexió, i la seva tensió. • Les potències de curtcircuit màxima i mínima al punt de connexió. • Les dades de reenganxament en aquell punt.

Respecte a les condicions tècniques cal assenyalar que caldrà instal·lar els dispositius que permetin la connexió o desconnexió del parc de la xarxa, juntament amb les proteccions que verifiquin que la entrega de l’energia es realitza en les condicions prescrites. En cap cas es podrà utilitzar més de la meitat de la capacitat de sortida del centre de transformació corresponent a la línia a la que es connecti la central. Els generadors asíncrons hauran de funcionar amb un factor de potència superior a 0,86 i respecte als generadors eòlics, no és podran connectar més de tres cops per minut. La caiguda de tensió que es produeixi en la connexió no pot ser superior al 2 %, i la potència de curtcircuit al punt de connexió serà 20 cops major que la potència nominal del parc. La sincronització es realitzarà quan el lliscament sigui com a molt del 5 %. Les raons d’aquestes discriminacions estan encaminades a prevenir les fluctuacions de tensió que poden produir-se, tant a la connexió com a al funcionament en continu. A més d’aquests requisits obligatoris, és necessari tenir en compte que el factor de potència de la instal·lació influeix en la remuneració per l’energia entregada. Un factor de potència inferior a 0,9 implica un descompte sobre aquesta remuneració, tant que un factor superior suposa un abonament per al productor. Cal assenya lar que un sistema elèctric pot requerir diversos factors de potència de les instal·lacions connectades en funció de l’estat del sistema. També s’ha de tenir en compte que les tensions d’una xarxa també s’han de controlar, regulant la quantitat d’energia reactiva que els generadors absorbeixen o generen, segons l’estat de la xarxa i la localització dels generadors. La central haurà de tenir un equip de mesura que inclogui comptador d’energia activa, comptador d’energia reactiva, maxímetre i diversos trans formadors de mesura normalitzats.

100

Les proteccions prescrites a la normativa han de verificar que l’entrega d’energia es realitza en les condicions especificades. Quan les centrals estan connectades a alta tensió, les proteccions que s’han de col·locar són les següents:

• Per tal de connectar i desconnectar l’equip de la xarxa, tant en condicions normals, com en curtcircuits, cal incloure un interruptor automàtic.

• Tres relès de mínima tensió instantanis, amb reenganxament manual, regulats a 0,85Um, essent Um el valor mig de la tensió entre fases. Per tant, quan la tensió baixi per sota del 85 % d’aquest valor, la instal·lació es desconnectarà immediatament.

• Un relè de màxima tensió instantani, regulant a 1,1Um. La actuació d’aquesta protecció és anàloga a l’anterior, només que la seva actuació es produeix instantàniament quan la tensió puja anormalment.

• Un relè de màxima tensió homopolar, contra defectes fase-terra. • Un relè de màxima i mínima freqüència, amb valors mínim i màxim de 51 i 49 Hz

respectivament. • Tres relès instantanis de màxima intensitat que actuen davant sobrecàrregues o

curtcircuits. • Un sistema de teledispar que permeti la desconnexió remota de la instal·lació. • Equips de protecció dels equips de la central, d’acord amb les especificacions dels

fabricants. • Un sincronitzador automàtic.

Tots aquests elements de protecció es troben degudament instal·lats a l’esquema de connexió amb la xarxa elèctrica del Plànol 11.

101

5.3.2 Anàlisi estàtic de sistemes de generació eòlica El compliment de les restriccions de connexió del parc en règim permanent s’assegura mitjançant l’anàlisi estàtic de la xarxa elèctrica. Aquest anàlisi consisteix en un conjunt de fluxos de càrregues del sistema amb la seva corresponent càrrega de generació eòlica. Durant el plantejament d’un flux de càrregues, els nusos del sistema són classificats en dos grups principals: nusos PQ, en els quals les dades conegudes són potències activa i reactiva injectades al sistema; i nusos PV, en els que les dades conegudes són la potència activa i el valor eficaç de la tensió. El tractament de les turbines eòliques en els fluxos de càrrega com a nusos PQ o PV, depèn de la tecnologia dels generadors i del tipus de control exercit sobre ells. En el nostre cas, turbines de velocitat variable, el tractament del nus de connexió depèn del tipus de control exercit. Si, com és habitual, la variable controlada és el factor de potència de la instal·lació, el nus és de tipus PQ. Si la variable controlada és la tensió, el nus és de tipus PV. Un cop resolts els fluxos de càrregues del sistema es comprova que els límits de càrrega a les línies i transformadors no es sobrepassen. De vegades són admissibles sobrecàrregues transitòries durant un temps determinat. En aquest punt també es pot verificar el manteniment de la tensió dels nusos de la xarxa dintre els límits especificats. En canvi, en les turbines de velocitat fixa, la naturalesa dels generadors d’inducció, incapaços de generar potència reactiva, pot perjudicar l’estabilitat de tensió del sistema. Per estudiar la influència dels generadors d’inducció sobre la tensió s’utilitzen les corbes P-V i Q-V. Les corbes P-V estableixen la tensió en un nus en funció de la potència activa injectada. Les corbes Q-V representen la relació en un nus entre la potència reactiva generada i la tensió. En el nostre cas no faran falta aquestes corbes perquè els generadors són de velocitat variable i la potència activa i reactiva són controlats pels inversors.

102

5.3.3 Estabilitat transitòria L’estabilitat transitòria és una propietat dels sistemes elèctrics que els permet tornar a un punt de funcionament acceptable després d’una pertorbació gran, com per exemple la pèrdua d’una línia, la pèrdua d’una part de la càrrega o un curtcircuit. Per tant, els estudis d’estabilitat transitòria permeten predir el comportament del sistema davant pertorbacions severes, i són imprescindibles per a assegurar la continuïtat del subministre després de faltes a la xarxa. Per abordar aquest problema s’utilitza a la pràctica el mètode de simulació numèrica, consistent en la integració numèrica de les equacions diferencials que defineixen el sistema amb l’ajuda d’un programa informàtic. L’estabilitat del sistema depèn dels paràmetres del sistema, el punt de funcionament i la pertorbació aplicada. Per tant, per a assegurar l’estabilitat de la xarxa és necessari executar diverses simulacions, variant el punt de funcionament (vall o càrrega) i estudiant les pertorbacions més significatives. Existeixen nombroses eines informàtiques comercials que permeten executar aquestes simulacions, però no inclouen els models específics de turbines eòliques. Així la selecció dels models adequats d’aerogeneradors constitueix un pas previ a l’anàlisi de sistemes de generació eòlica. a) Models d’aerogeneradors per a estudis d’estabilitat transitòria El model d’aerogenerador utilitzat en aquest projecte és el de velocitat variable i per tant és el que s’analitzarà tot seguit. La major dificultat de la representació de les turbines de velocitat variable resideix en els dispositius electrònics i els seus sistemes de control associats. La freqüència de commutació dels convertidors es diversos ordres de magnitud superior a la freqüència de la xarxa. També la velocitat dels sistemes de control de tensió i corrent és superior a la dels fenòmens d’interès en estabilitat transitòria. Per això, els controls de tensió i corrent als convertidors poden considerar-se instantanis. La principal conseqüència de no considerar la dinàmica dels convertidors consisteix en la representació de la màquina elèctrica mitjançant un conjunt d’equacions algebraiques no lineals. Els models tradicionals de generadors síncrons o asíncrons consisteixen en un equivalent Thévenin o Norton. Contràriament, al representar la màquina de velocitat variable mitjançant equacions algebraiques, la tensió i la corrents als terminals del generador queden relacionats mitjançant equacions no lineals i deixa de ser aplicable el mètode Thévenin. Com que les equacions introduïdes per a aquests models no són lineals, el problema ha de ser resolt utilitzant mètodes iteratius. A més del generador, és necessari representar els sistemes de control que proporcionen les consignes de corrent al generador. El modelat d’aquests sistemes es realitza mitjançant les corresponents equacions algebraiques i diferencials. D’altra banda, la representació del

103

sistema mecànic és menys important ja que les oscil·lacions de velocitat del rotor no es transmeten a la xarxa elèctrica. En conclusió, donada la necessitat de resoldre sistemes d’equacions algebraiques no lineals, el seu desenvolupament pot ser una tasca més laboriosa que en les turbines de velocitat fixa. Si l’estudi d’una falta en un sistema elèctric inclou turbines de velocitat variable allunyades de la falta, aquestes turbines poden ser modelades de forma aproximada com a fonts no lineals de potència constant. b) Proteccions Les proteccions dels aerogeneradors representen un paper fonamental després d’una pertorbació. Hi ha tres criteris fonamentals de disseny de les proteccions en un parc eòlic: la protecció dels aerogeneradors, la qualitat del servei als nusos pròxims al parc i la seguretat de la xarxa elèctrica. El primer criteri interessa a l’explotador del parc, el segon a la companyia elèctrica i el tercer a l’operador del sistema. Respecte als aerogeneradors, les principals proteccions que poden actuar són les de mínima tensió, excés de corrent i excés de velocitat. En el cas de les turbines de velocitat variable, els límits de tensió i corrent depenen del disseny dels convertidors electrònics. Molts convertidors no poden treballar a una tensió inferior a la nominal, de manera que la turbina ha de ser desconnectada davant una caiguda de tensió. No obstant, alguns convertidors poden funcionar a tensions baixes, limitant la corrent per a evitar l’escalfament excessiu dels semiconductors. Pel que fa a la qualitat del servei, el parc es desconnectarà quan la tensió descendeixi per sota del 85 % de la tensió nominal per evitar fluctuacions de tensió. En aquestes condicions, la propagació d’un buit de tensió per la xarxa pot provocar la desconnexió d’un gran nombre de parcs eòlics. Alguns operadors de sistema estableixen criteris de protecció destinats a evitar la pèrdua de generació eòlica per efecte de pertorbacions a la xarxa. Les tècniques utilitzades consisteixen en la obligació de mantenir el parc connectat durant la falta. c) Representació de parcs eòlics La representació de tots els aerogeneradors conduiria a un sistema massa gran i amb un nombre excessiu de variables d’estat. Per solucionar aquest problema es poden agrupar diverses turbines properes i que reben un vent similar en una única màquina equivalent. Si dintre d’un parc existeixen zones amb diferent vent, es poden agrupar aquelles turbines dintre del parc que rebin un vent similar. Si els parcs es troben allunyats de la falta, poden agrupar-se mitjançant una turbina equivalent. d) Efecte de la generació eòlica sobre l’estabilitat del sistema L’interès per la influència de la generació eòlica sobre el comportament transitori del sistema elèctric ha estat relativament petit fins a les dates actuals a causa de la proporció relativament petita de la generació eòlica sobre el total del sistema elèctric. El ràpid creixement de la generació eòlica en alguns països està provocant un interès creixent sobre la influència dels aerogeneradors sobre la dinàmica del sistema.

104

En aquest sentit hi ha diferències notables entre els sistemes de velocitat fixa i els de velocitat variable. Ens centrarem en el nostre cas que és el de velocitat variable. Com s’ha dit anteriorment, alguns convertidors electrònics associats als sistemes de velocitat variable no són capaços de funcionar a tensions inferior a la nominal. Com a conseqüència, els aerogeneradors corresponents són automàticament desconnectats davant una caiguda de tensió provocada per una falta a la xarxa de transport. A partir del moment de la desconnexió existeixen dues possibilitats: que els aerogeneradors continuïn desconnectats o que siguin connectats de nou de forma simultània. En el cas que els aerogeneradors es desconnectin definitivament, els parcs eòlics no contribueixen a la inèrcia del sistema. Aquesta circumstància, juntament amb la pèrdua de generació, perjudica l’estabilitat d’angle dels generadors síncrons. En el cas que els aerogeneradors siguin connectats automàticament després de la falta, el sistema ha d’assumir únicament una pèrdua momentània dels parcs eòlics afectats. El temps de desconnexió ha de ser el suficientment llarg per a solucionar la falta i la sincronització dels convertidors electrònics, normalment uns dos segons. Mentre la turbina està desconnectada desapareix el parell electromagnètic, pel que el control de pas de pala és l’únic sistema capaç d’evitar que s’embali el rotor eòlic, amb la consegüent protecció de velocitat. D’altra banda, el moment de la reconnexió suposa un increment de la potència activa injectada a la xarxa. En el cas que la potència generada pels parcs afectats suposi un percentatge significatiu de la generació total, la reconnexió provoca un augment de la freqüència del sistema que ha de ser assumit pels reguladors de velocitat de les centrals convencionals.

105

5.3.4 Predicció de la producció eòlica Els problemes que una gran penetració d’energia eòlica pot produir en l’operació del sistema elèctric poden reduir-se si s’utilitzen tècniques de predicció que hora a hora i amb un horitzó de fins a 48h d’anticipació, prediguin la producció que va a tenir lloc en un parc, una zona o un sistema elèctric. a) Tipus de predicció de la producció eòlica Els mètodes utilitzats per a predir la producció eòlica poden classificar-se segons el seu horitzó de predicció. Es pot distingir entre predicció de potència eòlica a curt i llarg termini.

a. Predicció de potència eòlica a curt termini Aquestes tècniques de previsió abasten un horitzó de predicció de fins a 48h. Fins a 6 hores es pot denominar com a molt curt termini. Amb aquestes tècniques es pretén conèixer la previsió de l’energia horària produïda per la totalitat de la potència eòlica instal·lada al llarg del període estudiat. Per a obtenir aquests resultats es necessari disposar de prediccions de la velocitat i direcció del vent a les hores següents i producció en temps real de tota la producció eòlica. El període d’adquisició és horari o cada mitja hora. Altres dades útils poden ser la temperatura ambient als parcs o la pressió atmosfèrica cada hora. Existeix per exemple la corba P-V del parc que s’obté a partir de la corba P-V de cada turbina i pot diferir significativament d’aquesta a causa d’efectes locals com la direcció del vent en cada moment o el nombre de màquines disponibles en cada moment. Hi ha diversos models que es poden classificar de la següent manera:

• En funció del mètode utilitzat en la predicció:

1. Mètodes físics: aquests mètodes parteixen de prediccions horàries de velocitat i direcció del vent. S’han de conèixer també la disposició de les turbines i el relleu del terreny. A partir d’aquestes dades es resolen les equacions que descriuen el comportament de l’atmosfera i es prediu la potència generada pel parc.

2. Mètodes estadístics: construeixen models a partir de dades de vent i potència recollits en parcs eòlics.

• En funció de les dades utilitzades:

1. Amb o sense adquisició de potència en temps real: es mesura la producció eòlica en temps real. Si no es disposa de la totalitat de la producció, s’estima a través de les dades d’una part significativa.

2. Amb o sense prediccions meteorològiques: si no hi ha prediccions meteorològiques, només es podran realitzar prediccions precises a molt curt termini.

106

b.Predicció de vent a llarg termini Aquestes tècniques tenen un horitzó de predicció d’un any. Requereixen el coneixement de la velocitat i direcció del vent amb certa periodicitat durant aquest interval. La seva principal aplicació és la previsió de l’energia eòlica total produïda al llarg del període estudiat. Per a aquest tipus d’estudi s’utilitzen tècniques numèriques d’anàlisi de dades observats per instituts meteorològics, i els seus resultats es poden aplicar a l’estudi de la incidència de la potència eòlica instal·lada sobre la cobertura de la demanda. Es tracta d’establir com varia la fiabilitat del sistema quan existeix una alta penetració de generació eòlica. També s’apliquen a la determinació de l’emplaçament òptim d’un parc eòlic. b) Sistemes implantats a Dinamarca Dinamarca és el país amb major penetració eòlica. A la zona del nostre parc offshore, la zona oriental (Jutlandia/Funen) l’operador del sistema és la companyia Eltra, que és també la propietària de la xarxa de transport. En aquesta xarxa, més del 16 % de l’energia la proporciona la generació eòlica, encara que en ocasions aquesta pot proporcionar el 70 % de la potència horària. La major part d’aquesta generació està dispersa en petits grups de turbines. Eltra, com a operador del sistema danès occidental ha de realitzar la predicció de la producció eòlica. Aquesta informació és necessària per al mercat d’energia, tant per a l’adquisició d’energia com de reserves. El programa de predicció de la producció eòlica, en funcionament des de 1997, es denomina WPPT. El programa WPPT proporciona prediccions horàries de producció eòlica de fins a 48h d’antelació. Utilitza prediccions meteorològiques proporcionades per l’Institut Danès de Meteorologia i mesures en temps real de la producció d’alguns parcs. A partir d’elles utilitza tècniques de sèries temporals per a obtenir la predicció en cadascun d’aquests parcs. A partir d’aquestes prediccions s’extrapola aquesta producció al conjunt del sistema.

107

5.3.5 Control Un sistema de control avançat permet el control de les potències actives i reactives dels actuals parcs eòlics. Aquesta tecnologia proporciona una justificació addicional per a la creació de parcs connectats a la xarxa, particularment en zones amb xarxes dèbils, proporcionant el recolzament adquirit pels sistemes de transport i distribució de l’energia. Els actuals aerogeneradors estan dissenyats per a produir la màxima potència disponible quan la velocitat del vent és inferior a la nominal, i generar la potència nominal quan la velocitat del vent és superior al seu valor nominal. No obstant, en un sistema elèctric la generació ha de proporcionar l’energia demandada per la càrrega. Els actuals parcs eòlics només poden connectar-se a grans sistemes interconnectats que poden tolerar injeccions de potències que no tenen res a veure amb la demanda. Una major integració de l’energia eòlica requereix per tant un control de potència dels aerogeneradors. Les noves turbines de velocitat variable disposen de convertidors electrònics que permeten un control desacoblat del parell a l’eix i de la potència reactiva del generador. L’addició d’uns llaços de regulació externs permeten controlar la potència activa i reactiva injectades pel parc eòlic al sistema elèctric. El sistema de control de potència del parc no actua solament sobre la potència activa de les màquines, sinó que també actua sobre la potència reactiva, amb el que és possible mantenir el factor de potència unitat al punt en el que es troba el mesurador de potència reactiva, permetent al promotor beneficiar-se de les primes corresponents sobre el preu de l’energia produïda. De fet, el sistema de control permet que el parc segueixi les consignes externes de potència reactiva, generant o absorbint potència reactiva segons la demanda, permetent així la regulació de tensió de la xarxa. A més, com el control de reactiva del parc es troba distribuït a cada màquina, es possibilita un control de tensions a l’interior del parc, evitant el dispar de les màquines per l’actuació dels relès de màxima i mínima tensió. El llaç que controla la potència reactiva fa possible controlar la tensió entre els límits establerts tant a les màquines com a la sortida del parc, cosa que permet un augment de la disponibilitat del sistema fins i tot davant variacions significatives de la tensió al punt de connexió. Els objectius del sistema de control de la potència activa d’un aerogenerador de velocitat variable amb control de pas de pala són:

1. Optimització de la potència per a velocitats del vent inferiors a la nominal: per a fer màxima la captura d’energia es manté l’angle de pas de pala al seu valor òptim i es fa treballar a la turbina al punt de funcionament que correspon al màxim coeficient de potència. Un regulador de velocitat assegura que s’arriba a la velocitat de gir de referència actuant sobre el parell del generador.

2. Limitació de potència per a velocitats del vent superiors a la nominal: un regulador de potència aconsegueix una potència de sortida constant i igual a la nominal actuant sobre el control de pas de pala, mentre que el regulador de velocitat manté la velocitat de gir constant al seu valor nominal.

3. Limitació de la potència per a velocitats del vent inferiors a la nominal: el regulador de potència assegura que la potència és la demandada actuant sobre el control de pas de pala.

108

Quan el sistema supervisor especifica una referència de potència es poden donar dos situacions: si la velocitat del vent és suficientment alta, el sistema de control aconsegueix arribar a la potència especificada; si la velocitat del vent no és suficient, no es podrà arribar a la potència especificada, però el sistema de control farà que la màquina proporcioni la màxima potència corresponent al vent incident. La consigna de potència reactiva de cadascuna de les màquines del parc és establerta pel control del parc. Un regulador de potència reactiva s’encarrega de fer arribar aquesta consigna actuant sobre el convertidor electrònic. Aquest control assegura que la tensió en borns del generador es manté dintre dels límits admissibles. En la següent figura apareix com es realitza el control del generador de l’aerogenerador mitjançant els dos convertidors AC/DC i DC/AC. D’aquesta manera es pot controlar en tot moment la quantitat de potència activa i reactiva que es produeix i aprofitar al màxim els recursos eòlics.

Figura 49. Sistema de control del generador [3]

109

6 Normativa 6.1 Centres de transforamció dels aerogeneradors Els centres de transformació que hi ha a l’interior de cada aerogenerador per elevar la tensió es regeixen per les següents normes:

- UNE-EN 60129 CEI 60129: Seccionador i seccionador de terra d’intensitat alterna - UNE-EN 60255 CEI 60255: Relès de mesura i equips de protecció - UNE-EN 60265-1 CEI 60265-1: Interruptors d’alta tensió - UNE-EN 60298 CEI 60298: Aparellatge sota evolvent metàl·lica per a corrent alterna de tensions assignades superiors a 1kV - UNE-EN 60420 CEI 60420: Combinats interruptor-fusibles de corrent alterna per a alta tensió. - UNE-EN 60694 CEI 60694: Estipulacions comunes per a les normes d’aparellatge d’alta tensió. - UNE-EN 61000-4 CEI 61000-4: Compatibilitat electromagnètica - UNE 20178: Transformadors de potència tipus sec - IEC 60287: Màximes intensitats admissibles per als cables

6.2 Cel·les de protecció Les cel·les que s’han utilitzat són de la marca Ormazabal i les normes aplicades venen recollides a continuació:

- UNE-EN 60056 CEI 60056: Interruptors automàtics de CA per a tensions superiors a 1kV. - UNE-EN 60129 CEI 60129: Seccionador i seccionador de terra d’intensitat alterna - UNE-EN 60255 CEI 60255: Relès de mesura i equips de protecció - UNE-EN 60265 CEI 60265: Interruptors d’alta tensió - UNE-EN 60298 CEI 60298: Aparellatge sota evolvent metàl·lica per a corrent alterna de tensions assignades superiors a 1kV - UNE-EN 60420 CEI 60420: Combinats interruptor-fusibles de corrent alterna per a alta tensió. - UNE-EN 60694 CEI 60694: Estipulacions comunes per a les normes d’aparellatge d’alta tensió. - UNE-EN 61000-4 CEI 61000-4: Compatibilitat electromagnètica

110

6.3 Subestacions Les normes aplicades a la subestació offshore i onshore són les següents:

- CEI 60 517: Equip encapsulat d’aïllament gasós de tensió igual o superior a 72,5 kV.

- CEI 60 480: Guia per a la verificació del gas SF6 de l’equipament elèctric.. - CEI 60 694: Clàusules comuns o equips de connexió d’AT i normes d’aparamenta i

control. - CEI 60 056: Interruptor automàtic d’AT per a intensitat alterna. - CEI 60 129: Seccionador i seccionador de terra d’intensitat alterna. - CEI 60 185: Transformador d’intensitat. - CEI 60 186: Transformador de tensió. - CEI 60 044: Transformador de mesura. - CEI 60 376: Especificació i acceptació de gas SF6 nou. - CEI 60 270: Mesura de les descàrregues parcials. - CEI 60 815: Guia per a la selecció dels aïlladors respecte a les condicions de

contaminació. - CEI 60 859: Connexió de cables per a aparellatge encapsulat pe a tensió igual o

superior a 72.5 kV. - UNE 12464.1 Sobre els nivells d’il·luminació d’espais interiors. - MIE-RAT-13: Instal·lacions de posta a terra en alta tensió

6.4 Transformador de potència Per al disseny del transformador de potència de les subestacions s’han aplicat les següents normes:

- IEC 76: Transformadors de potència - CEI 60 815: Guia per a la selecció d’aïlladors respecte les condicions de

contaminació. - UNE-EN 60076-1: Transformadors de potència - generalitats. - UNE-EN 60076-2: Transformadors de potencia - escalfaments. - UNE 20 101-3: Transformadors de potència. Nivells d’aïllament i assajos

dielèctrics. - UNE 20 105-1: Transformadors de potència. Aptitud per a suportar curtcircuits. - UNE 20 110: Guia de càrrega per a transformadors submergits en oli. - UNE 20 178: Transformadors de potència secs

6.5 Parallamps Per al disseny dels parallamps de les diverses parts del parc s’ha aplicat la següent normativa:

- IEC 60099-4 and ANSI/ IEEE C62.11 - IEC 61400-24 Wind turbine generator systems-Part 24: Ligthning protection for

wind turbines

111

6.6 Qualitat de l’energia Les normes que s’han utilitzat per definir la qualitat de l’energia d’un parc eòlic són les següents:

- UNE 50160: tipus de pertorbacions - IEC 61400 – 1 : Condicions normals d’operació del sistema elèctric als terminals

d’un aerogenerador. - Real Decret 1075/1986: s’estableixen les normes de condicions dels subministres

d’energia elèctrica i la qualitat d’aquest servei - IEC 61000-3-6: s’especifiquen els nivells de referència per a harmònics de tensió

que durant el període d’observació (mínim una setmana) no han de ser sobrepassats en el 95 % dels casos.

- IEC61400-21: especifica que s’ha d’analitzar l’emissió d’harmònics fins al de valor 50.

- TIEPI i NIEPI: temps d’interrupció equivalent de la potència instal·lada i nombre d’interrupcions equivalents de la potència instal·lada

6.7 Connexió a la xarxa elèctrica Les normes aplicades per a garantir una correcta connexió a la xarxa elèctrica són les següents:

- UNE 20.439: Especificacions tècniques comptadors - UNE 21.310-h1: Especificacions tècniques maxímetres - UNE 21.310-80: Especificacions transformadors de mesura - UNE 21.088: Transformadors de mesura i protecció - Reglament de Centrals elèctriques, Subestacions i centres de transformació - Reglament Electrotècnic de Baixa Tensió - Reglament de Línies Aèries d’Alta tensió i estacions transformadores

112

7 Bibliografia i Webgrafia

1. Revista InfoPower, nº 136 (Juny 2011) – Especial energies renovables, transport i distribució

2. Revista Siemens en vivo, nº 46 (Estiu 2011) – Revista energies renovables,

innovació i marques principals

3. Sistemas eólicos de producción de energia eléctrica, J.J. Rodríguez, ed Rueda

4. PFC: Disseny d’un parc eòlic de 5 MW, Carlos Ferré Mola, Gener 2007 5. PFC: Líneas y subestación de alta tensión en un parque eólico marino de 200

MW, Sofía Álvarez Herrero, Juny 2010

6. PFC: Sistema eléctrico con generador síncrono de 5 MW de una turbina eólica marina, Jaime Bouzada Escudero, Juny 2010

7. PFC: Sistema eléctrico con generador síncrono de 5 MW de una turbina eólica

marina, Ismael Rustarazo González, Juny 2007

8. Apunts control de màquines ETIE 3r curs, de luminotècnia i d’instal·lacions elèctriques II de 2n curs

9. Tesis doctoral: Control de parques eólicos offfshore conectados a red mediante

enlace de contínua HVdc-LCC, Miguel Montilla, Any 2010

10. ABB Wind Power Plants, A division of ABB, Any 2011

11. http://www.ewea.org/ - European Wind Energy Association (Associació Europea d’energia eòlica)

12. www.energiasrenovables.ciemat.es/especiales/energia/europa.htm - Situació de

l’energia al món i a Europa

13. www.nexans.com – Sistemes de cablejats i cables a nivell global

14. www.sayedsaad.com/substation/substation_contant.htm - Subestació GIS

15. http://www.fogonazos.es/2006/12/construccin-de-un-parque-elico-en-mar_04.html - Característiques constructives Horns Rev Dinamarca

16. http://www.motiva.fi/myllarin_tuulivoima/windpower%20web/es/tour/wres/eurom

ap.htm - Mapa eòlic europeu

17. www.windpower.org - Associació de la Indústria Eòlica Danesa

18. http://ec.europa.eu/environment/nature/natura2000/sites_hab/biogeog_regions/index_en.htm - Xarxa natura 2000

113

19. http://www.abb.com – Automation and power Technologies

20. http://www.wind-energie.de/en - German Wind Energy Association, BWE

21. http://www.vestas.com – Empresa del sector eòlic

22. http://www.ormazabal.es – Aparellatge elèctric de mitja tensió

23. http://www.awea.org/ - American Wind Energy Association (Associació Americana d’energia eòlica




114


(Memoria de càlculs)




DATA: Abril 2012.

115

Índex memòria de càlculs

1 Selecció i dimensionat de cables ………...…………….............…… 1.1 Tram de 36 kV ……………………………………………..................... 1.2 Tram de 156 kV - Submarí ………………………………………........... 1.3 Tram de 156 kV – Subterrani ……………………………………...........

2 Subestació offshore 36 kV / 156 kV ………..………………............ 2.1 Càlcul de corrents màximes en condicions nominals ……………........... 2.2 Càlcul de corrents de curtcircuit ……………………………................... 2.3 Càlcul de la il·luminació de la subestació …………………………........

3 Subestació onshore 156 kV / 220 kV ………...………………. .......

3.1 Càlcul de corrents màximes en condicions nominals ……………........... 3.2 Càlcul de corrents de curtcircuit …………………………………........... 3.3 Càlcul de la xarxa de posada a terra…………………………..................

116 117 124 127 130 130 132 135 137 137 138 140

116

Memòria de càlculs 1 Selecció i dimensionat de cables Degut a que l’aigua estarà rodejant el cable, s’escollirà un cable amb aïllament sòlid. Un aïllament d’aquest tipus evita el risc d’entrada d’aigua dintre del cable mentre es realitzen les operacions d’estesa dels cables. L’elecció del conductor utilitzat ha de seguir els criteris d’economia i fiabilitat. Mentre que l’alumini és més barat, el coure té millors propietats mecàniques. El diàmetre del conductor dependrà del nombre de turbines que s’han de connectar, però aquest punt serà justificat als següents apartats. Entre els aerogeneradors normalment s’utilitzen tensions d’entre 30 i 36 kV; són els valors típics utilitzats en els transformadors que es necessiten instal·lar a la base dels mateixos. La raó per la qual s’utilitzen majors voltatges a la sortida dels mateixos exigiria un espai per a la seva col·locació molt major i la disposició no podria encaixar en les torres. Normalment els cables utilitzats per a l’evacuació de l’energia a terra són tripolars, tres conductors units al mateix cable. Així és més fàcil i ràpid estendre’l des del vaixell, ja que no s’han d’estendre tres cables per separat. El cable s’estén al mar fins la subestació offshore (enterrat a 1m aproximadament) i d’aquí, de la mateixa forma, fins la zona de la costa on el cable es torna a treure del terra. En aquest parc tindrem un tram de 36 kV i un altre de 156 kV. La determinació de la secció del cable ha de satisfer els següents criteris simultàniament:

• Intensitat màxima admissible en servei permanent: La temperatura del conductor del cable, treballant a plena càrrega i en règim permanent, no ha de superar mai la temperatura màxima admissible assignada els materials que s’utilitzen per a l’aïllament del cable. En el nostre cas, per haver escollit un cable de XLPE amb aïllant de polímer extruït aquesta temperatura correspon a un valor de 90º.

• Intensitat màxima admissible en curtcircuit durant un temps donat: La temperatura del conductor del cable, que pot arribar en cas de curtcircuit, durant un interval de temps petit (menys de 5 segons) no ha de superar mai la temperatura màxima admissible assignada dels materials que s’empren per a l’aïllament del cable. En aquest cas, al elegir un cable XLPE aquesta temperatura correspon a 250º.

• Caiguda de tensió: La circulació de corrent a través dels conductors provoca una pèrdua transportada pel cable, i una caiguda de tensió entre les tensions dels extrems. Aquest criteri sol ser determinant quan les línies són de llarga longitud. Les intensitats màximes en servei permanent o en curtcircuit depenen de la temperatura màxima que pugui suportar el material aïllant del cable. Les temperatures màximes admissibles per a aïllants de tipus sec són les adjuntes a la taula següent.

117

Tipus d’aïllament sec En servei permanent Curtcircuit (t = 5s) Polietilè reticulat (XLPE): 90ºC 250ºC Etilè Propilè (EPR): 90ºC 250ºC Policlorur de vinil (PVC): 70ºC 160ºC

Taula 1. Característiques dels aïllants de tipus sec [5]

Les propietats de l’aïllament XLPE i EPR fan que aquests siguin els més apropiats per a instal·lacions submarines. Les raons principals es deuen a les seves excel·lents propietats elèctriques i mecàniques. Els avantatges que presenten davant un aïllament d’oli són que els aïllaments XLPE i EPR són dielèctrics sòlids i per això no requereixen manteniment ni supervisió dels nivells d’oli. Com no presenten funda de plom són més lleugers, cosa que ajuda a l’estesa permetent majors longituds. Tal com s’ha indicat en apartats anteriors, se suposarà una sobrecàrrega del 10 %. Condicions de contorn: un sol cable tripolar amb una terna de cables unipolars amb pantalla metàl·lica de 95 mm2, conductor de coure, profunditat d’1m, temperatura del terreny 20 ºC i una resistivitat de 0,4 K·m/W per estar submergit, tal com s’indica al RLAT. 1.1 Tram de 36 kV La xarxa interna del parc és l’encarregada de connectar elèctricament els aerogeneradors entre si i portar l’energia produïda a l’embarrat del parc. Al plànol 12 de Secció rases es pot observar com es realitzen les rases per passar les conduccions elèctriques. Tots els aerogeneradors tenen un transformador que eleva la tensió a 36 kV, per això, de cadascun d’ells surt un tram de cable de 36 kV que es va unint amb la següent mateixa fila. a) Intensitat màxima admissible en servei permanent La corrent màxima admissible en ampers de la següent taula està calculada segons la IEC 60287 amb les següents condicions:

• Un cable tripolar • Temperatura del sòl 20ºC • Profunditat: enterrat 1 m • Distància entre els eixos del cable en formació “plana” 70 mm + De • Resistivitat tèrmica del sòl 0,4 K·m/W (segons el RLAT considerem terreny

inundat)

118

Conductor Al Conductor Cu Secció conductor en mm2 65 ºC 90 ºC 65 ºC 90 ºC

16 74 89 96 115 25 95 115 120 145 35 115 135 145 175 50 135 160 175 210 95 195 230 250 300 120 220 265 285 340 150 245 295 315 380 185 280 335 355 430 240 320 385 410 495 300 365 435 460 555 400 410 490 515 625 500 465 560 580 700 630 525 635 640 785 800 585 715 705 865 1000 645 785 755 935

Taula 2. Intensitat màxima admissible en A per a cables tripolars enterrats fins a 220 kV

[RLAT] A aquests valors d’intensitat s’hauran d’aplicar els factors corresponents que venen expressats a continuació i ens donaran la intensitat real suportada per a les nostres condicions.

Temperatura del sòl ºC Temperatura conductor ºC 10 15 20 25 30 35 40 45

90 1,07 1,04 1 0,96 0,93 0,89 0,84 0,8 65 1,11 1,05 1 0,94 0,88 0,82 0,74 0,66

Taula 3. Correcció per a la temperatura del sòl [RLAT]

Profunditat (m) Factor 0,5 1,1 0,7 1,05 1 1

1,2 0,98 1,5 0,95

Taula 4. Correcció per profunditat [RLAT]

Resistivitat tèrmica (K·m/W) 0,4 0,5 0,7 1 1,2 1,5 2 2,5 3

Factor 1,25 1,21 1,14 1 0,93 0,84 0,74 0,67 0,61

Taula 5. Correcció per resistivitat tèrmica del sòl [RLAT]

119

2,2 MW (10 % de sobrecàrrega) 36 kV ϕ·cos··3 IUP = (1) cos ϕ = 0,95 La intensitat total que ha de suportar el cable, agafant un total de 10 aerogeneradors per fila serà de :

4,37110·95,0·000.36·3

000.200.2·cos·3

=== aerogkV

WV

PI

ϕA

Per calcular les seccions corresponents a cada tram aplicarem els factors correctors de les anteriors taules. Els cables que van d’un aerogenerador a l’altre podrien ser tots de la mateixa secció que el de l’última fila ja que és el que major intensitat transporta. En canvi, no tots portaran la mateixa intensitat i per motius econòmics dimensionarem cada tram. A partir del càlcul anterior i de les taules 2, 3, 4 i 5 obtindrem les seccions de cada tram:

AEROGENERADOR INTENSITAT (A) SECCIÓ CONDUCTOR (mm2) 1 – 2 37,14 16 2 – 3 74,28 16 3 – 4 111,42 16 4 – 5 148,56 25 5 – 6 185,70 35 6 – 7 222,84 50 7 – 8 259,98 95 8 – 9 297,12 95 9 – 10 334,26 95

10 (embarrat) 371,40 120

Taula 6. Intensitat en règim permanent en cada tram de MT b) Caiguda de tensió i pèrdues Per a realitzar la comprovació de la caiguda de tensió de les línies s’utilitzaran els valors de resistència òhmica (R) i de la reactància (X), en c.a. a 50 Hz, en les condicions de servei, que seran facilitats pel fabricant. La caiguda de tensió de la línia per al cas de c.a. trifàsica, es pot calcular a partir de diversos mètodes com tècniques de flux de potència, equacions hiperbòliques, esquemes en p o esquema sèrie, etc. La selecció del mètode a utilitzar ha de venir lligada a les dimensions de la xarxa interna d’interconnexió entre aerogeneradors. La longitud de cablejat entre aerogeneradors no és un problema en quant a caiguda de tensió, per això no necessita evaluar-se segons aquest criteri. Procedeixo per tant al càlcul de la caiguda de tensió (limitada al 2 %) de la línia submarina que va des de l’últim aerogenerador fins a la subestació offshore.

)·sin·cos·(··3 ϕϕ XRLIU +=∆ (2)

120

Sabent que ϕ·cos··3 IUP = l’expressió es pot expressar de la forma següent:

)tan·(·

ϕXRU

LPU +=∆ (3)

)tan·(·

·100(%)2

ϕXRU

LPU +=∆ (4)

On : U∆ : Caiguda de tensió en volts (V)

(%)U∆ : Caiguda de tensió en % P: Potència transportada pel cable en wats (W) L: Longitud del cable en quilòmetres (km) U: Tensió trifàsica en volts (V) R: Resistència per unitat de longitud (Ω / km) X: Reactància a 50 Hz per unitat de longitud (Ω / km) tanϕ : Tangent de l’angle que formen la corrent amb la tensió Les pèrdues de potència activa es calculen a partir de la següent fórmula:

2···3 ILRPP = (5) on I és la intensitat que passa pel tram de cable en qüestió. Per saber la longitud dels cables, la profunditat a la que estan els aerogeneradors és d’entre uns 25 i 47 m. Suposo per als càlculs una distància mitja de 40m (des de la base de la torre fins al fons marí). Entre cada aerogenerador de la mateixa fila hi ha 560 m, entre dos aerogeneradors de la mateixa columna 560 m. Les distàncies entre els diferents aerogeneradors i la subestació es pot comprovar al plànol 4 de planta. Numerant el aerogeneradors com una matriu 8 x 10, tenint en compte la profunditat de les torres (30m) i l’altura de la subestació marina (la plataforma sol estar a uns 25 m sobre el nivell del mar), els valors aproximats de la longitud de cada tram seran els següents: AEROG. SECCIÓ LONGITUD X( Ω / km) R(Ω / km) U∆ (V) (%)U∆ A 1,10 embarrat 120mm2 2.700 m 0,11624 0,153 315,490 0,876 A 2,10 embarrat 120mm2 2.140 m 0,11624 0,153 250,055 0,704 A 3,10 embarrat 120mm2 1.580 m 0,11624 0,153 184,620 0,512 A 4,10 embarrat 120mm2 1.020 m 0,11624 0,153 119,185 0,331 A 5,10 embarrat 120mm2 1.020 m 0,11624 0,153 119,185 0,331 A 6,10 embarrat 120mm2 1.580 m 0,11624 0,153 184,620 0,512 A 7,10 embarrat 120mm2 2.140 m 0,11624 0,153 250,055 0,704 A 8,10 embarrat 120mm2 2.700 m 0,11624 0,153 315,490 0,876

Taula 7. Longituds, característiques elèctriques i caigudes de secció en MT

121

AEROG. INTENSITAT SECCIÓ LONGITUD R(Ω / km) PP (kW) A 1,10 embarrat 371,40 A 120mm2 2.700 m 0,153 170,91 A 2,10 embarrat 371,40 A 120mm2 2.140 m 0,153 135,52 A 3,10 embarrat 371,40 A 120mm2 1.580 m 0,153 100,11 A 4,10 embarrat 371,40 A 120mm2 1.020 m 0,153 64,61 A 5,10 embarrat 371,40 A 120mm2 1.020 m 0,153 64,61 A 6,10 embarrat 371,40 A 120mm2 1.580 m 0,153 100,11 A 7,10 embarrat 371,40 A 120mm2 2.140 m 0,153 135,52 A 8,10 embarrat 371,40 A 120mm2 2.700 m 0,153 170,91 942,11

Taula 8. Pèrdues de potència en cada tram de MT

AEROG. INTENSITAT(A) SECCIÓ LONGITUD R(Ω / km) PP (kW) 1 – 2 37,14 16 mm2 0,6 km 0,922 2,28 2 – 3 74,28 16 mm2 0,6 km 0,922 9,16 3 – 4 111,42 16 mm2 0,6 km 0,922 20,61 4 – 5 148,56 25 mm2 0,6 km 0,727 28,88 5 – 6 185,70 35 mm2 0,6 km 0,524 32,52 6 – 7 222,84 50 mm2 0,6 km 0,387 34,59 7 – 8 259,98 95 mm2 0,6 km 0,193 23,48 8 – 9 297,12 95 mm2 0,6 km 0,193 30,66 9 – 10 334,26 95 mm2 0,6 km 0,193 38,81

221,01

Taula 9. Pèrdues de potència a cada fila d’aerogeneradors

A la vista dels resultats es pot concloure que la caiguda de tensió existent en tots els trams que van a la subestació transformadora al mar no supera el 2 % imposat pel reglament.

122

Les característiques elèctriques i mecàniques que ens permeten obtenir el valor de la inductància i la resistència per calcular les taules 7, 8 i 9 venen tabulades a la següent taula:

Taula 10. Característiques elèctriques i mecàniques del cable de MT [19]

123

c) Intensitat màxima admissible en curtcircuit Segons aquest criteri, la secció del conductor serà aquella que permeti suportar una corrent de curtcircuit durant un curt espai de temps, que haurà de ser inferior al d’actuació de les proteccions aigües amunt. Aquestes proteccions, davant d’un defecte, hauran d’actuar amb antelació a les disposades a la subestació de la companyia elèctrica, és a dir, seran selectives amb la xarxa de distribució pública, a efectes d’evitar una disparada que afecti a tots els abonats.

hsh

t

II 1= (6)

Aquesta equació serveix per a curtcircuits de duracions entre 0,2 i 5 s. On: Ish és la intensitat de curtcircuit [kA] durant un temps tsh I1 és la intensitat de curtcircuit [kA] durant un segon tsh és el temps de curtcircuit [s] Suposant un valor de temps de curtcircuit de 1s, la I1 correspon a un valor de 17,2 kA, segons la taula 11, per tant, la Ish tindrà un valor de 17,2 kA.

Conductor Al [kA] Conductor Cu [kA] Secció conductor en mm2 65 ºC 90 ºC 65 ºC 90 ºC

25 2,6 2,4 3,9 3,6 35 3,6 3,3 5,5 5 50 5,2 4,7 7,8 7,2 95 9,8 9 14,9 13,6 120 12,4 11,3 18,8 17,2 150 15,5 14,2 23,5 21,5 185 19,2 17,5 29 26,5 240 24,8 22,7 37,6 34,5 300 31,1 28,3 47 42,9 400 41,4 37,8 62,7 57,2 500 51,8 47,2 78,4 71,5 630 65,2 59,5 98,7 90,1 800 82,8 75,6 125 114 1000 104 94,5 157 143

Per mm2 0,104 0,0945 0,157 0,143

Taula 11. Màxima intensitat de curtcircuit en conductor de MT durant 1s [kA] [19]

124

1.2 Tram de 156 kV - Submarí En aquesta zona utilitzarem cables unipolars. El càlcul de la secció és el mateix que en el cas anterior. a) Intensitat màxima admissible en servei permanent La corrent màxima admissible en ampers de la següent taula està calculada segons la IEC 60287 amb les següents condicions:

• Tres cables unipolars • Temperatura del sòl 20ºC • Profunditat 1 m • Distància entre els eixos del cable en formació “plana” 70 mm + De • Resistivitat tèrmica del sòl 0,4 K·m/W (segons el RLAT considerem terreny

inundat)

Formació plana Formació trefoil Creuada Ambdós

extrems Creuada Ambdós

extrems

Secció conductor mm2

65 ºC 90 ºC 65 ºC 90 ºC 65 ºC 90 ºC 65 ºC 90 ºC 185 405 505 305 400 380 485 360 455 240 475 575 375 470 445 550 420 520 300 530 640 440 535 505 610 480 580 400 600 720 485 595 575 690 540 650 500 685 825 530 650 655 785 600 730 630 780 940 570 705 740 890 660 810 800 870 1055 610 755 825 995 720 885 1000 960 1165 645 800 900 1095 770 950 1200 1115 1345 690 860 1060 1280 855 1055

Taula 12. Intensitat màxima admissible en A per a cables submarins unipolars de 110 a 500 kV de coure [19]

Al ser unipolar, a més dels factors utilitzats al cas de 36 kV s’hauran d’aplicar els següents: Conductor (mm2) Pantalla Coure (mm2) Al Cu 25 35 50 95 150 240 300 240 185 1,01 1,01 1,01 1 0,99 0,99 0,98 300 240 1,02 1,02 1,01 1 0,99 0,98 0,97 500 300 1,03 1,03 1,02 1 0,98 0,96 0,96 800 500 1,05 1,04 1,03 1 0,97 0,94 0,94 1200 630 1,06 1,05 1,04 1 0,97 0,93 0,92 2000 800 1,07 1,06 1,04 1 0,96 0,92 0,91 1200 1,12 11,1 1,07 1 0,94 0,89 0,88 2000 1,16 1,13 1,09 1 0,93 0,87 0,86 3000 1,17 1,14 1,1 1 0,93 0,87 0,85

Taula 13. Correcció per pantalla metàl·lica en tram submarí [5]

125

L’estesa elèctrica submarina que va des de la subestació marina fins la costa està duplicada, és a dir, existeixen dues línies submarines que portaran cadascuna d’elles 88 MW (la meitat de la capacitat del parc total, considerant el factor de sobrecàrrega). Així aconseguim cables de diàmetre menors, cosa que en facilitarà la seva estesa, i a més adquireix més seguretat en l’explotació, ja que en el cas que s’estigui fent el manteniment d’uns dels transformadors de la subestació tenim disponible l’altre. 100 MW (1,1 x 2 MW x 40 aergog) 156 kV ϕ·cos··3 IUP = (7) cos ϕ = 0,95 La intensitat total que ha de suportar el cable serà de :

1,37095,0·000.156·3

000.000.100·cos·3

===kV

WV

PI

ϕA

Aplicant els factors corresponents de les taules anteriors, la secció de 185 mm2 en formació plana ens permetrà suportar la intensitat màxima en servei permanent. En cas d’elegir una formació trefoil podríem agafar una secció inferior. Les característiques elèctriques i mecàniques venen recollides a la següent taula:

Taula 14. Característiques elèctriques i mecàniques del cable d’AT submarí [19]

126

b) Caiguda de tensió i pèrdues Tal com s’ha fet amb el càlcul de 36 kV, utilitzarem les següents expressions:

)tan·(·

ϕXRU

LPU +=∆ (8)

)tan·(·

·100(%)2

ϕXRU

LPU +=∆ (9)

2···3 ILRPP = (10)

Comprovo que la secció escollida és vàlida per a les característiques elèctriques que posseeix el conductor. En aquest cas tenim dos trams de línia de 156 kV que van a la costa. La distància existent entre la subestació i el lloc on es canvia a cable subterrani és de 18,1 km, tenint en compte la profunditat d ela subestació arribem als següents resultats.

TRAM SECCIÓ LONGITUD X( Ω / km) R(Ω / km) U∆ (V) (%)U∆ 1 185 mm2 18.100 m 0,20734 0,0991 1.940,52 1,244 2 185 mm2 18.100 m 0,20734 0,0991 1.940,52 1,244

Taula 15. Longituds, característiques elèctriques i caigudes de secció en AT submarí


Taula 16. Pèrdues de potència en cada tram d’AT submarí

c) Intensitat màxima admissible en curtcircuit

hsh

t

II 1= (11)

Aquesta equació serveix per a curtcircuits de duracions entre 0,2 i 5 s. On: Ish és la intensitat de curtcircuit [kA] durant un temps tsh I1 és la intensitat de curtcircuit [kA] durant un segon tsh és el temps de curtcircuit [s] Suposant un valor de temps de curtcircuit de 1s i afagant els valors de referència de la taula 11, la I1 correspon a un valor de 26,5 kA, per tant, la Ish tindrà un valor de 26,5 kA.

127

1.3 Tram de 156 kV - Subterrani En aquesta zona utilitzarem cables unipolars. El càlcul de la secció és el mateix que en el cas anterior. a) Intensitat màxima admissible en servei permanent La corrent màxima admissible en ampers de la següent taula està calculada segons la IEC 60287 amb les següents condicions:

• Tres cables unipolars • Temperatura del sòl 20ºC • Profunditat 1 m • Distància entre els eixos del cable en formació “plana” 70 mm + De • Resistivitat tèrmica del sòl 1 K·m/W (segons el RLAT considerem terreny sec o

poc humit)

Formació plana Formació trefoil Creuada Ambdós

extrems Creuada Ambdós

extrems

Secció conductor mm2

65 ºC 90 ºC 65 ºC 90 ºC 65 ºC 90 ºC 65 ºC 90 ºC 185 405 505 305 400 380 485 360 455 240 475 575 375 470 445 550 420 520 300 530 640 440 535 505 610 480 580 400 600 720 485 595 575 690 540 650 500 685 825 530 650 655 785 600 730 630 780 940 570 705 740 890 660 810 800 870 1055 610 755 825 995 720 885 1000 960 1165 645 800 900 1095 770 950 1200 1115 1345 690 860 1060 1280 855 1055

Taula 17. Intensitat màxima admissible en A per a cables subterranis unipolars de 110 a

500 kV de coure [19] Al ser unipolar, a més dels factors utilitzats al cas de 36 kV s’hauran d’aplicar també els següents: Conductor (mm2) Pantalla Coure (mm2) Al Cu 25 35 50 95 150 240 300 240 185 1,01 1,01 1,01 1 0,99 0,99 0,98 300 240 1,02 1,02 1,01 1 0,99 0,98 0,97 500 300 1,03 1,03 1,02 1 0,98 0,96 0,96 800 500 1,05 1,04 1,03 1 0,97 0,94 0,94 1200 630 1,06 1,05 1,04 1 0,97 0,93 0,92 2000 800 1,07 1,06 1,04 1 0,96 0,92 0,91 1200 1,12 11,1 1,07 1 0,94 0,89 0,88 2000 1,16 1,13 1,09 1 0,93 0,87 0,86 3000 1,17 1,14 1,1 1 0,93 0,87 0,85

Taula 18. Correcció per pantalla metàl·lica en tram subterrani [5]

128

L’estesa elèctrica submarina que va des de la subestació marina fins la costa està duplicada, és a dir, existeixen dues línies submarines que portaran cadascuna d’elles 88 MW (la meitat de la capacitat del parc total, considerant el factor de sobrecàrrega). Així aconseguim cables de diàmetre menors, cosa que en facilitarà la seva estesa, i a més adquireix més seguretat en l’explotació, ja que en el cas que s’estigui fent el manteniment d’uns dels transformadors de la subestació tenim disponible l’altre. 100 MW (1,1 x 2 MW x 40 aergog) 156 kV ϕ·cos··3 IUP = (12) cos ϕ = 0,95 La intensitat total que ha de suportar el cable serà de :

1,37095,0·000.156·3

000.000.100·cos·3

===kV

WV

PI

ϕA

Aplicant els factors corresponents de les taules anteriors, la secció de 185 mm2 en formació plana ens permetrà suportar la intensitat màxima en servei permanent. En cas d’elegir una formació trefoil podríem agafar una secció inferior. Les característiques mecàniques venen recollides a la següent taula:

Taula 19. Característiques elèctriques i mecàniques del cable d’AT subterrani [19]

129

b) Caiguda de tensió i pèrdues Tal com s’ha fet amb el càlcul de 36 kV, utilitzarem les següents expressions:

)tan·(·

ϕXRU

LPU +=∆ (13)

)tan·(·

·100(%)2

ϕXRU

LPU +=∆ (14)

2···3 ILRPP = (15)

Comprovo que la secció escollida és vàlida per a les característiques elèctriques que posseeix el conductor. En aquest cas tenim dos trams de línia de 136 kV que van a la costa. La distància existent entre la subestació i el lloc on es canvia a cable subterrani és de 18,1 km, tenint en compte la profunditat d ela subestació arribem als següents resultats.

TRAM SECCIÓ LONGITUD X( Ω / km) R(Ω / km) U∆ (V) (%)U∆ 1 185 mm2 1.000 m 0,12811 0,0991 90,51 0,058 2 185 mm2 1.000 m 0,12811 0,0991 90,51 0,058

Taula 20. Longituds, característiques elèctriques i caigudes de secció en tram subterrani


Taula 21. Pèrdues de potència en cada tram subterrani

c) Intensitat màxima admissible en curtcircuit Suposant un valor de temps de curtcircuit de 1s i afagant els valors de referència de la taula 11, la I1 correspon a un valor de 26,5 kA, per tant, la Ish tindrà un valor de 26,5 kA.

130

2 Subestació offshore 36 kV / 156 kV En aquest apartat procediré als càlculs de la subestació offshore. Així quedarà justificada l’elecció de l’aparellatge de l’apartat corresponent de la memòria. 2.1 Càlcul de corrents màximes en condicions nominals Els elements que componen la subestació han de suportar la corrent màxima en funcionament normal. a) Sistema de 156 kV - Transformador, acoblament i barres: Hauran de suportar la corrent nominal del transformador més un 10 %. Tot i que he dimensionat tota la subestació arrastrant un 10 % de permanència des dels aerogeneradors, és convenient tornar a aplicar aquest factor, ja que és així com es realitzen els càlculs.

1,407156000·3

10·100·1,1

·3·1,1

6

156100 ===

US

I MVATRAFO A (16)

- Sortida de línies: Les línies hauran de suportar la mateixa capacitat de les línies

1,370156000·3

10·100·3

6

156156 ===

US

I kVLINIA A (17)

Aquest valor d’intensitat serà el màxim suportat per les posicions de línia, ja que encara suposat el defecte d’uns dels transformadors de la subestació, la intensitat es repartirà per les dues línies. - Selecció de l’aparellatge:

• Per al transformador, acoblament i barres s’instal·larà aparellatge de 156 kV de 1000 A de corrent nominal i es calibraran per a la corresponent intensitat.

• Per a les posicions d’entrada de línies s’instal·larà aparellatge de 156 kV i 500 A de corrent nominal i es calibraran per a la corresponent intensitat.

Ambdós són valors de corrent estàndards superiors a la intensitat màxima prevista.

131

b) Sistema de 36 kV - Posició de línia i embarrat: La intensitat màxima que pot circular per l’embarrat serà la suma de les intensitats màximes admissibles que circularan per les línies d’entrada a la subestació. A la subestació entren vuit línies. Tenim dos embarrats de 36 kV, pel que es reparteixen quatre a un i quatre a l’altra. La potència màxima, suposant un marge de 10 % de permanència que arribarà a l’embarrat és de 100 MVA, amb una intensitat màxima de 1.485,6 A. (Això és: 371,4 · 4 = 1.485,6 A ) - Posició de transformador: Igual que al cas anterior, hauran de suportar la corrent nominal dels transformadors més un 10 %:

75,603.136000·3

10·100·3

6

3636 ===

US

I kVLINIA A (18)

- Selecció de l’aparellatge: Per a les posicions de la línia, acoblament de barres i transformador, se selecciona l’aparellatge de 36 kV i 2000 A de corrent nominal, valor estàndard superior a la màxima prevista i es calibraran per a la corresponent intensitat. L’actuació dels interruptors per a la intensitat màxima admissible de la línia es regularà mitjançant els corresponents relès. c) Serveis auxiliars - Posició de 36 kV: La posició de serveis auxiliars haurà de suportar la corrent nominal del transformador, més un 10 %. La potència del transformador serà de 150 kVA, amb el que resulta:

89.236000·3

10·150·2,1

·3·2,1

3

36

===US

I MÀX A (19)

Aquest valor ha de ser inferior a la capacitat del cable d’alimentació del transformador. Se selecciona l’aparellatge d’iguals característiques que les anteriors, és de 36 kV i 2000 A. - Posició de Baixa Tensió: Al costat de baixa tensió del transformador de serveis auxiliars tindrem una tensió de 400 V, la intensitat s’obté del mateix mode que al costat de mitja tensió:

132

8,259400·310·150

·2,1·3

·2,13

400

===US

I MÀX A (20)

Per a la part de baixa tensió dels serveis auxiliars se selecciona aparellatge de 400 V i 500 A que es calibrarà a la intensitat calculada. 2.2 Càlcul de corrents de curtcircuit S’estudiaran els possibles curtcircuits als sistemes de 156 i 36 kV per determinar les corrents mínimes de dimensionat del sistema de proteccions, poder de tall i també influirà en el sistema de posada a terra. Els paràmetres i dades utilitzades per als càlculs són els següents: Potència de curtcircuit trifàsic: 5000 MVA (pel lloc on es trobarà la xarxa, on conflueixen elevades potències de funcionament)

• Temps màxim d’eliminació de falta: 0,25 s • Sbase: 100 MVA • Ubase: 36 kV (en mitja tensió) o 156 kV (en alta tensió) • X’gen = 0,1 p.u. (considerem aquest valor estàndard en la base del generador) • Xtrafo, gen = 6 % (considerem aquest valor estàndard)

Les impedàncies per al circuit de curtcircuits de la subestació seran:

• La impedància de xarxa serà:

02,010·5000

10·1006

6

===cc

basexarxa S

SX p.u. (21)

• La impedància de cadascun dels transformadors de potència de la subestació offshore, suposant una Zcc del 14 %:

XCC = 0,14 p.u. (22)

• La impedància de cadascun dels aerogeneradors amb el seu corresponent transformador (6%):

)24.(.5,110·410·100

·06,0·06,0

)23.(.510·210·100

·1,0·1,0

6

6

,

6

6

upSS

X

upSS

X

trafo

basetrafogenCC

gen

basegen

===

===

La impedància total aportada per cadascun dels aerogeneradors serà la suma de les dues pel fet d’estar en sèrie:

..5,6, upXX gentrafogenCC =+ (25)

I per això, cada fila d’aerogeneradors, al estar cablejats en sèrie aportaran una impedància de:

6,5 · 10 = 65 p.u.(26)

133

• Les impedància de línia des del parc eòlic fins la subestació offshore: Per a això depreciem les impedàncies que existeixen entre els cables dels aerogeneradors. Així simplifiquem el càlcul considerant les impedàncies del cable des de l’últim generador de cadascuna de les 8 files. També només suposem l’efecte inductiu d’aquestes impedàncies, donat la curta longitud dels cables. L’expressió utilitzada per als càlculs mostrats a la següent taula:

base

kVbasecablecablelinia S

UkmL

kmXX

236,/][·

Ω

= (27)

Amb aquesta expressió el que estem fent és passar primer la impedància a ohms i un cop obtingut es divideix entre la impedància base per obtenir la impedància en càlcul per unitat (p.u.).

Fila L[km] X[ Ω /km] Xlínia [Ω ] Xlínia [p.u.] Fila 1 2,70 km 0,13948 0,37659 0,02905 Fila 2 2,14 km 0,13948 0,29848 0,02303 Fila 3 1,58 km 0,13948 0,22037 0,01700 Fila 4 1,02 km 0,13948 0,14226 0,01097 Fila 5 1,02 km 0,13948 0,14226 0,01097 Fila 6 1,58 km 0,13948 0,22037 0,01700 Fila 7 2,14 km 0,13948 0,29848 0,02303

Zlin

ia d

es

d’ae

roge

nera

dor

fins

barr

es 3

6 kV

Fila 8 2,70 km 0,13948 0,37659 0,02905

Taula 22. Valors d’impedància de curtcircuit

Així, el total de la impedància que existeix des de l’aerogenerador a barres de 36 kV serà la suma de les de línia i de cadascun dels aerogeneradors:

Zfila total = 10·(XCC,trafo gen + Xgen) + Xlinia fila’x’ (28)

Zfila1 total Zfila2 total Zfila3 total Zfila4 total Zfila5 total Zfila6 total Zfila7 total Zfila8 total

65,029 65,023 65,017 65,010 65,010 65,017 65,023 65,029

Taula 23. Resum d’impedàncies de curtcircuit

• Impedància dels trams de línia submarina i subterrània que van des de la subestació offshore fins terra. Zlinia, subt+subma—costa = 0,12811 Ω /km · (18,1 + 1)km = 2,447 Ω Zlinia, subt+submcosta = 2,447 Ω / Zbase = 2,447 / (1360002 / 100000000) = 0,01322 p.u. Pel seu petit valor ho hauríem pogut depreciar.

134

• La impedància del transformador de potència de la subestació onshore, suposant una ZCC del 16 %:

..08,010·20010·100

·16,0·16,0 6

6

upSS

Xtrafo

baseCC === (29)

Un esquema de les impedàncies podria ser el següent.

Figura 1. Esquema equivalent de les impedàncies de curtcircuit a la subestació

Un cop calculades totes les impedàncies que influiran als càlculs es realitzen els càlculs corresponents per a calcular les corrents de defecte en cada barra. Per ser una configuració simètrica, en barres 36 kV, la corrent de curtcircuit serà la mateixa.

§ Barra de 36 kV

..2422,0]]]02,008,0)01322,0||01322,0[(||]255,1614,0[[14,0[||255,16

]]])||[||

)]||||||([[[||)||||||(

200,,

87654321

up

ZZZZ

ZZZZZZZZZZZ

xarxaMVAtrafosubliniasublinia

filafilafilafilatrafotrafofilafilafilafilaCC

=++++=

=++

++=

iCC = 1/ZCC = 4,128 p.u. ICC = iCC · 100·106 / ( 3 ·36000) = 6.620,3 A

135

§ Barra de 156 kV de la subestació offshore

..1052,0]02,008,0)01322,0||01322,0[(||]255,1614,0[||]14,0255,16[

])||[||

)]||||||([||])||||||[(

200,,

87654321

up

ZZZZ

ZZZZZZZZZZZ

xarxaMVAtrafosubliniasublinia


=++++=

=++

++=

iCC = 1/ZCC = 9,5 p.u. ICC = iCC · 100·106 / ( 3 ·156000) = 3.515,9 A Els cables han de suportar per tant aquestes corrents. Tant el cable de 120 mm2 (17,2 kA) com el de 185 mm2 (26,5 kA) tenen corrents admissibles de curta duració superiors, per tant queda comprovat que la secció dels cables escollida és correcta.

2.3 Càlcul de la il·luminació de la subestació La subestació té una superfície de 900 m2, per tant les seves dimensions són d’uns 30 x 30 m. L’enllumenat interior de l’edifici es realitzarà amb pantalles per a tubs fluorescents de 40 W que proporcionarà la il·luminació exigida a qualsevol necessitat. Considerem que cadascun d’aquests fluorescents generen un flux lluminós de 3500 Lm i que cada pantalla consta de 2 tubs fluorescents. El nivell d’il·luminació de la zona es considera d’uns 100 lux, d’acord amb la norma UNE 12464.1 sobre els nive lls d’il·luminació d’espais interiors. El nombre de pantalles fluorescents que es preveu col·locar a la subestació s’obté del següent càlcul:

L

T

nN

ΦΦ

=·

(30)

on Φ T és el flux total necessari per il·luminar l’espai, Φ L és el flux d’una làmpada i n és el nombre de làmpades existents a cada lluminària. El flux total s’obté de la següent expressió:

CmCuSEM

T ··

=Φ (31)

on EM és el flux mitjà necessari, S és la superfície a il·luminar, Cm és el coeficient de manteniment (el considerarem 0,7 ja que aquestes lluminàries requeriran molt poc manteniment) i Cu és el coeficient d’utilització del local. Aquest últim coeficient es troba en taules en funció de les dimensions del local (índex del local) i de la reflexió de les parets, sostre i terra de la instal·lació.

Índex del local: 3)3030·(5

30·30)·(

·=

+=

+=

mmmmm

ALhAL

K (32)

(h és l’altura entre el pla de treball i l’alçada de les lluminàries).

136

Taula 24. Coeficient d’utilització a partir de les reflectàncie s i de l’índex del local [8] Segons la taula 24 i considerant un índex del local de 3 i unes reflectàncies de paret (30 %), sostre (10 %) i terra (10 %), 311, obtenim un coeficient d’utilització de 0,51.

lmmmlux

CmCuSEM

T 100.2527,0·51,030·30·100

··

===Φ

363500·2

100.252·

==Φ

Φ=

lmlm

nN

L

T lluminàries

Per tant, com la geometria de la subestació és quadrada, distribuirem les 36 pantalles fluorescents en 6 files i 6 columnes.

137

3 Subestació onshore 156 kV / 220 kV 3.1 Càlcul de corrents màximes en condicions nominals Els elements que componen la subestació han de suportar la corrent màxima en funcionament normal. a) Sistema de 156 kV - Transformador, acoblament i barres: Hauran de suportar la corrent nominal del transformador més un 10 %. Tot i que he dimensionat tota la subestació arrastrant un 10 % de permanència des dels aerogeneradors, és convenient tornar a aplicar aquest factor, ja que és així com es realitzen els càlculs.

21,814156000·3

10·200·1,1

·3·1,1

6

156200 ===

US

I MVATRAFO A (33)

- Sortida de línies: Les línies hauran de suportar la mateixa capacitat de les línies:

1,370156000·3

10·100·3

6

156156 ===

US

I kVLINIA A (34)

Aquest valor d’intensitat serà el màxim suportat per les posicions de línia, ja que encara suposat el defecte d’uns dels transformadors de la subestació, la intensitat es repartirà per les dues línies. - Selecció de l’aparellatge:

• Per a les posicions de transformador, acoblament i barres s’instal·larà aparellatge de 156 kV de 1000 A de corrent nominal i es calibrarà segons la intensitat calculada.

• Per a la sortida de línies s’instal·larà aparellatge de 156 kV i 500 A de corrent nominal.

Ambdós són valors de corrent estàndards superiors a la intensitat màxima prevista. b) Sistema de 220 kV - Transformador, acoblament i barres: Hauran de suportar la corrent nominal del transformador més un 10 %. Tot i que he dimensionat tota la subestació arrastrant un 10 % de permanència des dels aerogeneradors, és convenient tornar a aplicar aquest factor, ja que és així com es realitzen els càlculs.

35,577220000·3

10·200·1,1

·3·1,1

6

156200 ===

US

I MVATRAFO A (33)

138

- Selecció de l’aparellatge:

• Per a les posic ions de transformador, acoblament i barres s’instal·larà aparellatge de 220 kV de 1000 A de corrent nominal i es calibrarà segons la intensitat calculada.

b) Serveis auxiliars - Posició de 156 kV: La posició de serveis auxiliars haurà de suportar la corrent nominal del transformador, més un 10 %. La potència del transformador serà de 650 kVA, amb el que resulta:

89,2156000·3

10·650·2,1

·3·2,1

3

156

===US

I MÀX A (35)

Aquest valor ha de ser inferior a la capacitat del cable d’alimentació del transformador. Se selecciona l’aparellatge d’iguals característiques que les anteriors, és de 156 kV i 1000 A. - Posició de Baixa Tensió: Al costat de baixa tensió del transformador de serveis auxiliars tindrem una tensió de 400 V, la intensitat s’obté del mateix mode que al costat de mitja tensió:

8,1125400·310·650

·2,1·3

·2,13

400

===US

I MÀX A (36)

Se selecciona aparellatge de 400 V i 1200 A que es calibrarà segons la intensitat calculada. 3.2 Càlcul de corrents de curtcircuit S’estudiaran els possibles curtcircuits als sistemes de 156 i 220 kV per determinar les corrents mínimes de dimensionat del sistema de proteccions, poder de tall i també influirà en el sistema de posada a terra. Els paràmetres, dades utilitzades per als càlculs així com el procediment són iguals que els utilitzats a la subestació offshore, afegint ara la impedància del transformador de potència de 200 MVA que té una XCC del 16 % i també la de la línia del tram de cable soterrat i submarí fins la costa (SCC = 6000 MVA).

Zlinia, subt+subma—costa = 0,12811 Ω /km · (18,1 + 1)km = 2,447 Ω Zlinia, subt+submcosta = 2,447 Ω / Zbase = 2,447 / (1360002 / 100000000) = 0,01322 p.u.

Pel seu petit valor ho hauríem pogut depreciar.

139

Un esquema de les impedàncies podria ser el següent.

Figura 2. Esquema equivalent de les impedàncies de curtcircuit a la subestació

onshore

§ Barra de 156 kV La impedància de curtcircuit en barres de 156 kV de la subestació de terra serà:

..0164,002,0||]08,001322,0[||]255,1614,0[||]14,0255,16[

||][

)]||||||([||])||||||[(

200,

87654321

up

ZZZ

ZZZZZZZZZZZ

xarxaMVAtrafosublinia


=+++=

=++

++=

iCC = 1/ZCC = 60,85 p.u. ICC = iCC · 100·106 / ( 3 ·156000) = 22.520,4 A = 22,52 kA

Els cables han de suportar per tant aquestes corrents. El cable utilitzat en aquest tram era de 185 mm2 (26,5 kA), per tant queda comprovat que la secció del cable escollida és correcta.

140

3.3 Càlcul de la xarxa de posada a terra Tota instal·lació elèctrica haurà de disposar d’una protecció o instal·lació de terra dissenyada de manera que, en qualsevol punt normalment accessible de l’interior o exterior de la mateixa on les persones puguin circular o romandre, durant qualsevol defecte en la instal·lació elèctrica o xarxa unida a ella, aquestes quedin sotmeses com a màxim a tensions de pas i contacte que resultin de l’aplicació de les fórmules que es recullen a continuació. Per a projectar una instal·lació de terres se seguirà el procediment proposat per MIE-RAT-13 que és el següent:

1. Investigació de les característiques del sòl 2. Determinació de les corrents màximes de posada a terra i del temps màxim

d’eliminació del defecte 3. Disseny preliminar de la instal·lació de terra 4. Càlcul de la resistència del sistema de terra 5. Càlcul de les tensions de pas a l’exterior de la instal·lació 6. Càlcul de les tensions de pas i de contacte a l’interior de la instal·lació 7. Comprovar que les tensions de pas i de contacte siguin inferior als valors màxims

definits a les equacions 41 i 43. 8. Investigació de les tensions transferibles a l’exterior per tubs, arrels, tanques,

conductors de neutre, blindatges de cables i dels punts especialment perillosos, i l’estudi de les formes d’eliminació o reducció

9. Correcció i ajust del disseny inicial establint el definit Les preses de terra estan formades típicament per elèctrodes. Els elèctrodes són elements metàl·lics que estan en contacte directe amb el terreny. Per això solen utilitzar materials com el coure o l’acer galvanitzat per ser inalterables a les condicions del terreny. En el nostre cas, utilitzarem el coure com a material degut a la seva resistència a la corrosió. Segons la seva estructura, els elèctrodes poden ser: plaques, piques conductores enterrades o malles metàl·liques. En tots els casos la secció de l’elèctrode ha de ser aquella que ofereixi menor resistència que la del conductor de les línies principals de terra. En aquest projecte, per tal d’obtenir una mínima resistència de terra i seguint la tendència de la majoria de parcs, s’ha optat per utilitzar una malla enterrada i s’haurà de dimensionar tant la malla com la secció del conductor de posada a terra en funció de la intensitat de defecte. S’haurà de dissenyar de manera que durant aquest procés no hi apareguin tensions que posin en perill a les persones que es puguin trobar en la instal·lació o els seus voltants en el moment de la falta. També tindrà una funció de protecció dels equips instal·la ts, limitant les sobretensions que puguin aparèixer. L’elèctrode de posada a terra estarà format per una malla conductora enterrada sota la superfície de la subestació. Aquesta malla estarà formada per cables despullats, soldats a les interseccions per a formar un elèctrode rectangular de malles quadrades. El circuit de terres ha de ser continu, sense interruptors ni fusibles que el puguin obrir, per això les soldadures i unions que se li apliquin han de suportar les intensitats de falta sense sofrir alteracions.

141

En la guia per a la seguretat en subestacions de corrent alterna, l’Institute of Electrical and Electronic Engineers (IEEE) especifica els següents nivells de corrent amb les seves conseqüències per al ésser humà:

• 1mA: nivell d’intensitat no perceptible per una persona • 1 – 6 mA: nivell d’intensitat que produeix sensació desagradable, però no limita la

capacitat d’actuació de la persona • 6 – 25 mA: nivell d’intensitat que comença a ser perillós perquè les sensacions són

doloroses i poden fins i tot impossibilitar l’actuació de la mateixa • 25 – 60 mA: nivell d’intensitat que dificulta la respiració i pot tenir efectes

secundaris severs, posteriors a l’exposició • >60 mA: nivell d’intensitat que produeix fibril·lacions, parades cardíaques i altres

conseqüències molt greus, que poden derivar fins i tot a la mort. Tal com s’ha dit anteriorment, per a projectar una instal·lació de terres se seguirà el procediment proposat per MIE-RAT-13. Primerament s’ha de tenir tota la planta de la instal·lació a protegir. La subestació té unes dimensions de 83 x 83 metres. Per saber la resistivitat del terreny, s’agafarà com a valor en funció de la naturalesa del terreny de la taula “Valors de resistivitat orientatius del MIE-RAT-13 segons el terreny”. En aquest cas el terreny sobre el que es troba la subestació, és granític procedents d’alteració (100-600 Ω /m). Per a calcular les tensions de pas i de contacte, el MIE-RAT-13 proporciona uns valors per a la intensitat de defecte en funció de la connexió del neutre de la instal·lació.

Tipus de connexió del neutre Corrent per al càlcul de Upas i Ucontacte

Aïllat K·IC

A través d’impedància IE

Rígid a terra Un<100 kV IE

Rígid a terra Un>100 kV 0,7 · IE

Taula 25. Intensitats de defecte per al càlcul de la posada a terra [8]

Com el neutre de la instal·lació es troba rígid a terra i la tensió Un = 220 kV, haurem d’utilitzar el 70 % de la intensitat de defecte calculada anteriorment:

0,7 · 22.520 = 15.764 A El temps de defecte són els 0,25 segons que es tarda en solucionar una falta en qualsevol dels dos transformadors de la subestació. Degut a les dimensions de la subestació, la malla mesurarà 85 x 85 metres, ja que s’ha de cobrir almenys un metre per fora de la tanca de delimitació. S’agafa aquesta precaució per si, en el cas de defecte a terra, la tensió de contacte aplicada sobre l’individu que es trobi a un metre del filat i a més estigués tocant fos excessiva. Aquesta malla s’instal·larà a 80 cm de profunditat des de la superfície del terreny.

142

a) Càlcul de la resistència de posada a terra: A continuació es va a calcular la resistència de posada a terra segons el mètode MIE-RAT-13.

Tipus d’elèctrode Resistència de terra Placa vertical R = 0,8 · aρ / P Pica vertical R = 2 · aρ / L Conductor enterrat horitzontalment R = 2 · aρ / L Malla de terra R = aρ / 4r + aρ / L

Taula 26. Resistència de terra segons elèctrode [8]

Per ser malla:

mLL

r 96,4785·85·

===ππ

(37)

Se suposarà una malla amb quadrats de 4,1 metres de costat, de manera que:

mL 420.485·14,3

8585·1

4,385

=

++

+= (38)

Com a resultat s’obté una RPAT de:

R = aρ / 4r + aρ / L = 3,26 Ω (39)

b) Càlcul de les dimensions del cable: Els conductors utilitzats en les línies de terra tindran una resistència mecànica adequada i oferiran una elevada resistència a la corrosió. La seva secció serà tal que la màxima corrent que circuli per ells en cas de defecte o de descàrrega atmosfèrica no porti a aquests conductors a una temperatura propera a la fusió, ni posi en perill els seus empalmes i connexions. A efectes de dimensionat de les seccions, el temps mínim a considerar per a duració del defecte, a la freqüència de la xarxa serà d’un segon i no podran superar-se les següents densitats de corrent.

• Coure 160 A/mm2 • Acer 60 A/mm2

143

Com la Idef = 15.764 A es necessita una secció mínima, per a l’elèctrode de coure de:

2min 6,98

160764.15

mmdensitat

IS defecte === (40)

Segons el MIE-RAT-13, la secció mínima per al coure és de 25 mm2, de manera que s’agafarà la secció obtinguda amb un radi del cable de 6,25 mm. c) Càlcul de les tensions de pas i de contacte teòriques:

• Càlcul Upas:

+

= 2

22

12

·log··366,0h

hD

iU pas ρ (41)

On: - Upas: tensió de pas calculada [V] - 1ρ : resistivitat del terreny del primer sòl, just per sota de la capa superficial. - i: intensitat per metre que recorre l’elèctrode, obtenint-se el valor següent:

mALL

Ii

piqueselèctrodes

defecte /57,34420

15764==

+= (42)

- D: costat de la quadrícula de la malla [m] - h: profunditat a la que es troba enterrada la malla [m] Substituint tots els valors s’obté una Upas:

VU pas 4,5818,0

8,024,3

·log57,3·600·366,0 2

22

=

+

=

• Càlcul Ucontacte :

+=

dDhhD

iU contacte ···16)4(

·log··366,0322

1ρ (43)

On: - Ucontacte: tensió de contacte calculada [V] - ρ : resistivitat del terreny del primer sòl, just per sota de la capa superficial. - i: intensitat per metre que recull l’elèctrode, en aquest cas 3,57 A/m - D: costat de la quadrícula de la malla [m] - h: profunditat a la que es troba enterrada la malla [m] - d: diàmetre de l’elèctrode [m]

144

mSecció

d 0112,06,98

·2·2 ===ππ

(44)

Amb el que:

VU contacte 8,596.10112,0·4,3·8,0·16

)8,0·44,3(·log57,3·600·366,0

322

=

+=

Ara s’han de comparar aquests valors reals de la instal·lació amb els màxims permesos per MIE-RAT-13, per a un temps de falta de 0,25 segons. La tensió de contacte aplicada i de pas aplicada, en volts, que es pot acceptar es determina en funció del temps de duració del defecte, segons les fórmules següents:

Vca = k/tn (45)

Vpa = k/tn (46) On K=72 i n=1 per a temps inferiors a 0,9 segons, t=duració de la falta en segons Per tant:

Vca = 288 V; Vpa = 2880 V Un cop calculades aquestes tensions, es procedeix a trobar les tensions de pas i contacte màximes admissibles, que venen donades per les següents fórmules:

)48(000.721000

600·61·2880

·61·

)47(016.21000

600·5,11·288

·5,11·

,

,

VR

VV

VR

VV

h

apamàxpas

h

acamàxcontacte

=

+=

+=

=

+=

+=

ρ

ρ

La xarxa de terres serà vàlida si les tensions de contacte i de pas són menors que les màximes admissibles. Com si que ho són, és vàlida la xarxa de posada a terra seleccionada.




145


(Plànols)




DATA: Abril 2012.

146

Índex Plànols 1 Situació ................................................................................................. 2 Emplaçament ....................................................................................... 3 Planta instal·lació I .............................................................................. 4 Planta instal·lació II ............................................................................ 5 Planta instal·lació III ........................................................................... 6 Esquema unifilar parc I ...................................................................... 7 Esquema unifilar parc II .................................................................... 8 Esquema unifilar subestació 36/156 kV ............................................ 9 Esquema unifilar subestació 156/220 kV .......................................... 10 Proteccions connexió xarxa elèctrica ............................................... 11 Detalls proteccions diferents circuits ............................................... 12 Detalls rases conductors ................................................................... 13 Detalls cimentacions aerogeneradors ..............................................

147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159

disseny d’un parc eòlic marí (offshore)deeea.urv.cat/public/propostes/pub/pdf/1813pub.pdf ·...

Documents