Repositorio Institucional de Documentos

E SCUELA DE I NGENIERÍA Y ARQUITECTURA UNIVERSIDAD DE Z ARAGOZA PROYECTO FIN DE CARRERA ESPECIALIDAD: ELECTRICIDAD AUTOR: MARLON VILLALVA QUINCHIMBA TUTOR: ÁNGEL SANTILLÁN LÁZARO DICIEMBRE 2012 MEMORIA PARQUE EÓLICO DE 20 MVA CON EVACUACIÓN A 132 KV Parque Eólico de 20 MVA con evacuación a 132 kV Villalva Quinchimba Marlon 1 ÍNDICE 1. OBJETIVO................................................................................................................... 4 2. Introducción.................................................................................................................. 4 2.1 Evolución histórica de la energía eólica................................................................. 5 2.2 Desarrollo de la Energía Eólica en España........................................................... 14 2.3 Situación mundial................................................................................................. 18 3. Ubicación.................................................................................................................... 26 4. Recursos eólicos......................................................................................................... 27 4.1 Origen del viento.................................................................................................. 27 4.2 Energía del viento................................................................................................. 29 4.3 Estudio técnico del viento..................................................................................... 31 4.3.1 Obtención de los datos................................................................................... 31 4.3.2 Nivel de viento .............................................................................................. 32 4.3.3 Adaptación de los datos de viento al emplazamiento.................................... 34 4.3.4 Distribución de velocidades .......................................................................... 35 4.3.5 Distribución Weibull..................................................................................... 36 4.3.6 Descripción del Parque Eólico ...................................................................... 37 4.3.6.1 Selección de los aerogeneradores........................................................... 37 4.3.6.2 Emplazamiento de los aerogeneradores ................................................. 38 4.3.6.3 Cálculo de la producción de energía del parque..................................... 39 5. Aerogeneradores......................................................................................................... 41 5.1 Componentes principales de un aerogenerador.................................................... 42 5.1.1Rotor eólico.................................................................................................... 43 5.1.2 Buje................................................................................................................ 43 5.1.3 Palas............................................................................................................... 44 5.1.3.1 Número de palas..................................................................................... 45 5.1.3.2 Materiales de las palas............................................................................ 46 5.1.3.3 Geometría de las palas............................................................................ 46 5.1.3.4 Otros parámetros que se deben tener en cuenta a la hora de elegir una pala son:.............................................................................................................. 47 5.1.4 Sistema de regulación de potencia................................................................. 47 5.1.5 Sistemas de transmisión................................................................................. 49 5.1.5.1 Eje lento.................................................................................................. 49 5.1.5.2 Multiplicador.......................................................................................... 50 5.1.5.3 El eje de alta velocidad........................................................................... 50 5.1.6 Góndola ......................................................................................................... 51 5.1.7 Torre.............................................................................................................. 51 5.1.8 Cimentación................................................................................................... 52 5.1.9 Sistema de orientación................................................................................... 53 5.1.10 Generador.................................................................................................... 54 5.1.11Otros componentes de los aerogeneradores.................................................. 54 5.1.11.1 El controlador electrónico .................................................................... 54 5.1.11.2 El anemómetro y la veleta.................................................................... 55 5.1.11.3 Sistema de frenos.................................................................................. 55 5.1.11.4 Unidad de refrigeración........................................................................ 55 5.2 Tipos de aerogeneradores..................................................................................... 56 5.2.1 Por la posición del aerogenerador ................................................................. 56 5.2.1.1 Aerogeneradores de eje vertical ............................................................. 56 Parque Eólico de 20 MVA con evacuación a 132 kV Villalva Quinchimba Marlon 2 5.2.1.2 Aerogeneradores de eje horizontal......................................................... 57 5.2.2 Por la posición del aerogenerador con respecto al viento ............................. 58 5.2.2.1 A barlovento........................................................................................... 58 5.2.2.2 A sotavento............................................................................................. 58 5.2.3 Según el número de palas.............................................................................. 59 5.2.3.1 Aerogeneradores monopala.................................................................... 59 5.2.3.2 Aerogeneradores bipala.......................................................................... 59 5.2.3.3 Aerogeneradores tripala.......................................................................... 60 5.2.4 Según la forma de producir energía eléctrica................................................ 60 6. Instalación eléctrica.................................................................................................... 61 6.1 Descripción del sistema eléctrico......................................................................... 61 6.2. Sistema eléctrico en baja tensión (690 v)............................................................ 61 6.2.1 Instalación de Servicios Auxiliares ............................................................... 62 6.2.1.1 Alumbrado.............................................................................................. 62 6.2.1.2 Fuerza..................................................................................................... 62 6.2.2 Características de los conductores de Baja Tensión...................................... 63 6.3 Sistema eléctrico de Media Tensión (20 kV) ....................................................... 64 6.3.1 Centro de Transformación............................................................................. 65 6.3.1.1 Transformador BT/MT........................................................................... 65 6.3.1.2 Celda de media tensión........................................................................... 66 6.3.1.3 Cableado de conexión de Media Tensión.............................................. 69 6.3.1.4 Condiciones de ejecución del tendido.................................................... 72 6.3.1.5 Elementos de protección y material de seguridad.................................. 73 6.4 Subestación 20/132 kV......................................................................................... 74 6.4.1 Principales elementos que componen la Subestación.................................... 74 6.4.2 Características de los elementos de la subestación........................................ 76 6.4.2.1 Aparamenta de maniobra y corte............................................................ 76 6.4.2.1.1 Seccionadores.................................................................................. 76 6.4.2.1.2 Disyuntores..................................................................................... 78 6.4.2.2 Aparamenta de protección y medida...................................................... 80 6.4.2.2.1 Autoválvulas.................................................................................... 80 6.4.2.2.2 Transformadores de medida y protección ....................................... 82 6.4.2.3 Relés....................................................................................................... 84 6.4.2.4 Celdas de potencia.................................................................................. 86 6.4.2.5 Conductor de alta tensión....................................................................... 88 6.4.2.6 Aisladores............................................................................................... 89 6.4.2.7 Servicios Auxiliares................................................................................ 92 6.4.2.7.1 Transformador de Servicios Auxiliares........................................... 92 6.4.2.7.2 Cuadro de Baja Tensión ................................................................. 94 6.4.2.7.3 Armario de servicios auxiliares....................................................... 94 6.4.2.7.4 Cuadro de fuerza y alumbrado......................................................... 95 6.4.2.7.5 Armario de Corriente Continua....................................................... 95 6.4.2.8 Batería de condensadores ....................................................................... 96 6.4.2.9 Transformador MT/AT........................................................................... 99 7. Red de puesta a tierra................................................................................................ 100 7.1 Red de puesta a tierra de los aerogeneradores.................................................... 100 7.2 Red de puesta a tierra de la subestación............................................................. 101 8. Obra civil aerogeneradores....................................................................................... 102 8.1 Camino de acceso............................................................................................... 102 8.1.1 Composición de viales................................................................................. 102 Parque Eólico de 20 MVA con evacuación a 132 kV Villalva Quinchimba Marlon 3 8.1.2 Anchura de viales........................................................................................ 103 8.1.3 Radios de giro.............................................................................................. 103 8.1.4 Pendientes máximas .................................................................................... 104 8.1.5 Drenaje......................................................................................................... 105 8.1.6 Vehículos de transporte............................................................................... 105 8.2 Plataformas......................................................................................................... 105 8.3 Zanjas ................................................................................................................. 107 8.4 Cimentación de aerogeneradores........................................................................ 107 9. Obra civil Subestación 20/132 kV............................................................................ 108 9.1 Cerramiento........................................................................................................ 109 9.2 Drenajes.............................................................................................................. 109 9.3 Cimentación aparamenta .................................................................................... 109 9.4 Bancada de transformadores............................................................................... 110 9.5 Depósito de recogida de aceite........................................................................... 110 9.6 Canalizaciones eléctricas.................................................................................... 111 9.7 Edificio de celdas y control................................................................................ 111 10. Resumen de presupuesto ........................................................................................ 112 11. Conclusión.............................................................................................................. 113 Parque Eólico de 20 MVA con evacuación a 132 kV Villalva Quinchimba Marlon 4 1. OBJETIVO El presente proyecto tiene como objetivo el diseño de un parque eólico en el municipio de La Muela, Zaragoza. Dicho parque tendrá una potencia total instalada de 20 MW los cuales serán producidos por 10 aerogeneradores con una potencia unitaria de 2 MW. Así, este parque destinado a la producción de energía eléctrica, comprende los siguientes apartados: Estudio del potencial eólico de la zona, mediante tablas y graficas, obteniendo la rosa de vientos, para a partir de ella ubicar los aerogeneradores dentro del parque y hacer una estimación de la producción energética. Elección del tipo de aerogenerador justificándose este por el tipo de régimen de vientos, la eficiencia en el aprovechamiento de la energía y la potencia unitaria. Subestación de 20/132 kV, siendo esta la encargada de recibir las líneas subterráneas de 20 kV proveniente de los dos circuitos de 5 aerogeneradores cada uno, para posteriormente elevarla a la tensión de 132 kV, que es la tensión adecuada para el transporte y distribución de la energía eléctrica. Dicha subestación está justificada con sus correspondientes materiales y elementos. 2. INTRODUCCIÓN En los últimos años, debido al continuo crecimiento de la demanda energética a nivel mundial y a que esto produzca en algún momento una crisis energética, hace que cada vez se desarrollen más las energías verdes o limpias, tales como la eólica, solar, hidráulica, biomasa, etc. Con este tipo de energías se reduce las emisiones de gases que producen el calentamiento del planeta. Algo que en la actualidad a alcanzado una gran importancia ya que la dependencia de combustibles fosiles (carbón, petroleo y gas) está provocando un cambio climático dramático. La energía eólica es una energía derivada del sol, ya que la diferencia de temperaturas que genera éste en las masas de aire atmosféricas generan el viento, por lo que es una fuente continua e inagotable. Este tipo de energía no produce emisiones atmosféricas ni residuos contaminantes, por lo que es idónea para el impedir el incremento del efecto invernadero, y además como cada vez los aerogeneradores son más silenciosos pueden convivir en armonía, en suelos usados para cultivos o ganados. La instalación de la maquinaria necesaria para este tipo de energía, suele ser rápida entre 4 y 9 meses, y si las condiciones de viento son las adecuadas evita el uso de otras centrales tales como la térmica o la hidráulica. El principal problema de la energía eólica es la irregularidad del viento por lo que resulta difícil establecer una dependencia de ella. Parque Eólico de 20 MVA con evacuación a 132 kV Villalva Quinchimba Marlon 5 En la actualidad, todavía resulta difícil determinar con exactitud la cantidad de viento con la que se va a contar, lo que es un problema ya que no sabe con antelación la generación de energía con la que se puede disponer. 2.1 EVOLUCIÓN HISTÓRICA DE LA ENERGÍA EÓLICA La energía eólica es una de las energías más antiguas junto a la energía solar. Las primeras utilizaciones de la energía solar se pierden en la lejanía de los tiempos. No obstante, por algunas tablillas de arcilla halladas en Mesopotamia, se sabe que hacia el año 2000 antes de cristo las sacerdotisas encendían el fuego sagrado de los altares mediante espejos curvados de oro pulido. También se conoce que en Egipto, hacia el año 1450 antes de Cristo, existían unas estatuas sonoras del faraón Amenhotep III. El sonido producido por estas estatuas era consecuencia del aire calentado en sus enormes pedestales, que eran huecos, y que comunicaban con el exterior por un orificio muy pequeño. Si los primeros indicios que se conocen de la utilización de la energía solar datan del año 2000 a.c, las primeras aplicaciones de la energía eólica fueron en las velas de los barcos, de las que se tiene noticias en el año 5.000 a.C. en Egipto y Mesopotamia. Grabado Egipto que muestra el uso del viento en su navegación La importancia de la vela en la actividad fluvial de los egipcios fue tanta como la de la rueda en el transporte terrestre. El comercio y la necesidad de comunicación impulsaron el progreso en la construcción naval. En los grabados egipcios se han encontrado formas de barcos impulsados por una vela, según se cree, navegaban por el Nilo y el Mar Rojo transportando cereales y ganado. Los íberos, celtas y griegos siguieron sus pasos en la navegación. Los fenicios fueron un pueblo comerciante por excelencia que utilizó embarcaciones para poder desplazarse, mientras que los romanos los empleaban como armas de guerra. El uso de la energía eólica como fuerza mecánica surge a partir de una economía de carácter más mercantilista, la escasa mano de obra y la necesidad de desarrollo de la tecnología. En un principio las primeras máquinas utilizadas como fuerza mecánica fueron hidráulicas, ya que las de viento presentaban mayores dificultades técnicas. Parque Eólico de 20 MVA con evacuación a 132 kV Villalva Quinchimba Marlon 6 Estas dificultades técnicas se basaban en la escaso conocimiento de las características de los vientos, su comportamiento irregular, tanto en intensidad como en dirección y la falta de tecnología capaces de desarrollar unos mecanismos de regulación y orientación de nivel más complejo que los de los molinos hidráulicos. Así, salvo aplicaciones menores, los persas fueron probablemente los primeros en aplicar la energía eólica a la agricultura de forma masiva, usando molinos de eje vertical para elevar agua de irrigación y moler grano. Los primeros molinos de eje vertical eran similares a los molinos hidráulicos de rodezno. Estos aparatos estaban compuestos por velas montadas verticalmente unidas a un eje vertical, el empuje del aire sobre las velas proporcionaba un movimiento giratorio. Una torre de mampostería provista de una pared frontal actuaba como pantalla deflectora dirigiendo el viento sobre las palas motoras y regulando su intensidad mediante un sistema de compuertas de madera, que, operadas manualmente, permitirían una mayor o menor entrada de aire. El rotor dispondría de seis u ocho palas de madera o caña, unidas a un eje central que se acoplaba directamente a las muelas situadas en la base, y cuya separación se podía variar mediante cuñas. El sistema no requería de engranajes que cambiaran la dirección de la fuerza motriz. La dificultad técnica de los engranajes debió condicionar la construcción de los primeros molinos, tanto hidráulicos como de viento. Molino persa de eje vertical utilizado para moler el grano En China se emplearon con anterioridad molinos de viento similares, denominadas panémonas, que se usaban para bombear agua en las salinas, e incluso algunos historiadores apuntan hacia la posibilidad de que pudieron ser los precursores de los molinos persas. Parque Eólico de 20 MVA con evacuación a 132 kV Villalva Quinchimba Marlon 7 Los molinos de eje horizontal también debieron surgir en el área de la antigua Persia, tal vez con anterioridad a la época islámica. Su invención debió responder a la necesidad de adaptar las máquinas de eje vertical al bombeo de agua, ya que este sistema presenta ventajas para mover una noria sin tener que variar la dirección de la fuerza motriz mediante engranajes. Estos molinos a vela se extendieron por todos los territorios de influencia del Islam, hacia el Oeste por toda la cuenca del Mediterráneo y por el Este hasta la India y China, donde se utilizaron también para triturar caña de azúcar. La disposición horizontal del rotor es mucho más eficaz desde el punto de vista aerodinámico que el de eje vertical, ya que el empuje del viento actúa de forma continua sobre la superficie completa del mismo, mientras que en el vertical sólo una parte es operativa en cada momento. Las aspas de los molinos horizontales se fabricaban atando telas a los palos del rotor y la velocidad de giro se podía regular por el procedimiento de soltar o recoger vela, y ésta es, posiblemente, una de las principales ventajas de este tipo de rotor. Tanto las velas como los tirantes de sujeción tenían cierta elasticidad para deformarse, proporcionándole cierta capacidad para autorregularse al variar su comportamiento aerodinámico. Sin embargo, frente a tormentas imprevistas, las velas no eran muy resistentes y se rompían con facilidad. Molino de vela montado sobre trípode, utilizado en la isla de Creta para bombear agua El molino de vela alcanzó una gran difusión en toda la cuenca inferior del mediterráneo, hacia los siglos XII y XIII, durante el imperio de los almohades. Sin embargo, en cuanto al número y disposición de las velas y a los detalles arquitectónicos de la torre, existieron diferencias importantes, incluso entre los que se utilizaron en regiones próximas. En Europa los molinos se difundieron a principios del siglo XII, sobre todo en Bélgica y en los Países Bajos. Los molinos holandeses tenían cuatro aspas de lona, mientras que los de Baleares y Portugal tenían seis, y los de Grecia, doce. El principal uso que se dio a estos molinos fue para la elevación de agua y la molienda de grano. Parque Eólico de 20 MVA con evacuación a 132 kV Villalva Quinchimba Marlon 8 Hacia el siglo XIV se desarrolló el molino de torre en Francia. Consistía en una torre de piedra coronada por una estructura rotativa de madera que soportaba el eje del molino y la maquinaria superior del mismo. En este tipo de molino las palas estaban siempre del lado de barlovento, realizándose en las primeras épocas la orientación de forma manual y posteriormente con mecanismos automáticos. Estos primeros ejemplares tenían una serie de características comunes. De la parte superior del molino sobresalía un eje horizontal. De este eje partían de cuatro a ocho aspas, con una longitud entre 3 y 9 metros. Las vigas de madera se cubrían con telas o planchas de madera. La energía generada por el giro del eje se transmitía, a través de un sistema de engranajes, a la maquinaria del molino emplazada en la base de la estructura. En los reinos cristianos de la Península Ibérica el molino de viento aparece más tarde que en los reinos musulmanes, posiblemente en los siglos XIII y XIV. Concretamente en 1330 hay una referencia sobre su existencia en el Libro de Buen Amor del Arcipreste de Hita, que los denomina atahonas, vocablo relacionado con tahuna, termino utilizado en el siglo X para referirse a los molinos de Sijistán. A lo largo del siglo XVI se produce un progresivo aumento de las referencias a los molinos de viento manchegos, siendo quizás el más importante el Quijote, donde el protagonista confunde los molinos con gigantes. Hasta el siglo XVI los molinos estaban condicionados técnicamente, tanto en su potencia como en su rendimiento, por las limitaciones de los materiales empleados en su construcción. La resistencia de la madera era poco adecuada para fabricar las piezas móviles que tenían que soportar fuertes rozamientos, lo que impidió su desarrollo hasta que la industria metalúrgica mejoró sus procesos y pudieron fabricarse en hierro. La introducción de elementos metálicos en la fabricación de los engranajes y de las piezas móviles permitió incrementar sustancialmente las potencias y los rendimientos. El uso de ejes, transmisiones, cojinetes y coronas de hierro en sustitución de las antiguas piezas de madera hizo posible la aplicación de estas fuentes de energía a las industrias más diversas, tales como: para moler grano, bombear agua, mover serrerías, fabricar pasta de papel o pólvora, prensas de aceite, etc. En el siglo XVIII, los molinos mejoraron substancialmente como consecuencia de los constantes experimentos realizados por sus constructores, las innovaciones que se alcanzaron no alteraron el formato exterior de los molinos, que se mantuvo sin demasiadas modificaciones, pero en cambio mejoraron los detalles de diseño y construcción, apareciendo los sistemas mecánicos de orientación y regulación. Más tarde, el mástil se colocó en el borde de ataque de la pala, de forma que soportara mejor la entrada del aire. Este sistema era también el más adecuado para dar cierta torsión a la pala a lo largo de su envergadura, con el fin de mejorar su rendimiento aerodinámico. Parque Eólico de 20 MVA con evacuación a 132 kV Villalva Quinchimba Marlon 15 En ese mismo año se producen dos novedades en materia reguladora de gran significación para el futuro del sector eólico. En primer lugar la entrada en vigor del Real Decreto sobre producción de energía eléctrica con recursos renovables, en un momento en el que la energía eólica representaba el 2 por ciento de la producción de energías renovables. En segundo lugar, la aprobación a finales de 1999 del Plan de Fomento de la Energías Renovables para el periodo 2000-2010. El Plan constituye una planificación de carácter indicativo que recoge los principales elementos y orientaciones para la articulación de una estrategia que logre que el crecimiento de cada una de las áreas de energías renovables pueda cubrir, en su conjunto, al menos el 12 por ciento del consumo de energía primaria en España en el año 2010, objetivo ya recogido por la Ley 54/1997 del Sector Eléctrico, lo que en términos absolutos supondría alcanzar, según el Plan , los 8.974 MW de potencia eólica instalada en ese año. En agosto de 2005 el Gobierno aprobó el Plan de Energías Renovables en España (PER) 2005-2010, un nuevo texto que revisaba el anterior Plan de Fomento de las Energías Renovables 1999-2010. Esta revisión venía justificada, en la mayoría de los casos, por el insuficiente desarrollo de las fuentes renovables logrado hasta la fecha, sin incluir a la eólica, donde se vieron superadas ampliamente las expectativas en aspectos como la potencia instalada, el número de parques eólicos establecidos o la energía generada de los mismos. Con la aprobación del Plan de Energías Renovables (PER) 2005-2010, el objetivo era sumar en los próximos cinco años 12.000 nuevos megavatios instalados a los 8.155 que ya había acumulados en el país hasta finales de 2004, es decir, llegar en 2010 a los 20.155 MW, una meta impensable hace no mucho. Por comunidades autónomas, los objetivos más ambiciosos para 2010 son los fijados para Andalucía (1.850 megavatios nuevos), Comunidad Valenciana (1.579), Galicia (1.570), Aragón (1.246), Castilla y León (1.157) y Castilla La Mancha (1.066) (IDAE, 2005). En 2010, la generación de electricidad con energía eólica en España alcanzó los 42.976 GWh, superando por primera vez a Alemania con 36.500 GWh, según datos del observatorio de energías renovables de la Comisión Europea. En ese mismo año, España también superó a Alemania en la cobertura de la demanda con eólica con 16,4 % y 6,2 %, respectivamente. No obstante, Alemania mantuvo el primer puesto de Europa en potencia instalada, con un total de 27.214,7 MW eólicos frente a los 20.676 MW, de España. La ventaja de España con el país Germano, es que cuenta con unos costes de generación eólica menores porque sus parques funcionan más horas, y además cuenta con aerogeneradores más modernos que Alemania, puesto que el mercado eólico español comenzó a desarrollarse más tarde. Para que la energía eólica continúe su desarrollo y España pueda cumplir los objetivos europeos de cara a 2020, es necesario que el Gobierno establezca ya el nuevo marco regulatorio que sustituya al Real Decreto 661/2007, que vence a finales de 2012. España fue el tercer país de la Unión Europea que más potencia eólica instaló en 2011, con 1.050 megavatios (MW), solo por detrás de Alemania y Reino Unido, que instalaron 2.086 MW y 1.293 MW, respectivamente, según el informe anual sobre la evolución en el sector ofrecido por la asociación empresarial eólica europea, EWEA. Parque Eólico de 20 MVA con evacuación a 132 kV Villalva Quinchimba Marlon 16 Pese a registrar el tercer mayor ritmo de instalación de nueva potencia de toda Europa, la tasa de crecimiento del sector eólico español, del 5,1%, fue la menor en su historia. Tras el crecimiento de 2011, España sigue siendo, con 21.673 MW, el segundo país europeo con más potencia eólica, por detrás de Alemania, que cuenta con 29.060 MW. En total, hay 93.957 MW instalados en toda Europa. Alemania y España son además con mucha diferencia los dos países que más han apostado por esta tecnología. A mucha distancia, Francia ocupa la tercera posición, con 6.800 MW, mientras que Italia registra 6.747 MW y Reino Unido, 6.540 MW. Evolución anual y acumulada de la potencia eólica instalada 1998-2011 Incremento anual y tasa de variación de la potencia eólica instalada Parque Eólico de 20 MVA con evacuación a 132 kV Villalva Quinchimba Marlon 17 Reparto de la potencia instalada por Comunidades Autónomas en 2011 (ordenadas por potencia acumulada) Potencia por Comunidades Autónomas Parque Eólico de 20 MVA con evacuación a 132 kV Villalva Quinchimba Marlon 18 2.3 SITUACIÓN MUNDIAL Las energías renovables y en particular la producción de componentes asociados al desarrollo de la energía eólica ha mostrado un crecimiento exponencial en estos últimos años, dado el precio inestable del barril de petróleo y la conflictividad sobre dicha fuente. En el año 2010, la potencia instalada de energía eólica en todo el mundo alcanzó los 196.630 MW, un 23,6 % más que en 2009 produciéndose el menor aumento de potencia registrado en los últimos 10 años. Esta disminución reflejada en todo el mundo, salvo en China y algunos países de Europa del Este, se puede ver como resultado de la falta de apoyo político para el fomento de la utilización de la energía eólica. Antes del 2010, la tasa de crecimiento anual aumento continuamente desde el año 2004, llegando al punto máximo de 31,7 % en 2009, el valor más alto desde 2001. La mayor tasa de crecimiento del año 2010 se encontró en Rumania, que aumentó en 40 veces su capacidad instalada. El segundo país con una tasa de crecimiento de más del 100 % fue Bulgaria (112 %). En el año 2009, cuatro países doblaron su capacidad instalada: China, México, Turquía y Marruecos. El avance más dinámico de la industria eólica se llevó acabo en Asia, llegando a convertirse en el nuevo líder continental en 2010, representando el 54,6 % de los nuevos aerogeneradores instalados, un gran aumento con respecto al año pasado con un 40,4 %. Por tanto, Europa dejó de ser el gran dominante del mercado mundial de aerogeneradores que era en 2005 con un 70,7 % de la capacidad instalada, cayendo hasta la segunda posición en 2010. Actualmente Europa representa menos de la mitad de la capacidad instalada con un 43,7 %, seguida de Norte America. Por su parte, América Latina y África siguen siendo los mercados con menor aporte a la capacidad instalada a nivel mundial, con 1,2 % y 0,5 %, respectivamente. Al final del año 2010, el suministro eléctrico proporcionado por todos los aerogeneradores instalados a nivel mundial alcanzó la cifra de 430 Teravatioshora, lo que representó el 2,5 % de la demanda mundial. Esta cantidad es bastante significativa ya que supera la demanda energética de un país industrializado con más de 60 millones de habitantes como el Reino Unido. Tasa de crecimiento a nivel mundial (%) Parque Eólico de 20 MVA con evacuación a 132 kV Villalva Quinchimba Marlon 19 Capacidad instalada a nivel mundial (MW) Países por tasa de crecimiento (%) en Mercados mayores de 200 MW Parque Eólico de 20 MVA con evacuación a 132 kV Villalva Quinchimba Marlon 20 A continuación, se va a profundizar un poco más en la capacidad eólica de cada continente. África Al acabar 2010, contaba con una capacidad instalada de 906 MW, destacando tres países, Egipto, Marruecos y el Sur de África. Con Egipto (550 MW de capacidad total instalada) y Marruecos (286 MW), el norte de África se consolidó como el líder de la energía eólica en África. Sudáfrica por su parte con una capacidad de 10 MW, tiene el potencial para convertirse en el líder eólico del sur de África, después de una introducción de un sistema de primas. Así, se espera que este país instale 700 MW para el 2013, bajo este nuevo régimen. Por otro lado, Egipto espera la instalación de más de 7 GW de energía eólica para el año 2020, y Marruecos tiene planes ambiciosos a largo plazo en el rango de varios GW. Aunque la tasa de crecimiento de ese año fue de un 20 %, todavía se encuentra por debajo del promedio mundial (23,6 %). Para que esta situación cambie sería necesario crear nuevos esquemas políticos para el financiamiento de proyectos eólicos, especialmente en la África subsahariana. Con este fin, la creación de un Fondo Global de Inversión para las Energías Renovables ofrecería grandes oportunidades para muchos países africanos para eludir uno de los principales obstáculos para las inversiones en energía eólica: la falta de recursos financieros. Capacidad instada en África (MW) Asia Este continente fue el que más creció en lo que se refiere a la industria eólica a nivel mundial, principalmente gracias a China pero también debido a un fuerte desarrollo en la India. Parque Eólico de 20 MVA con evacuación a 132 kV Villalva Quinchimba Marlon 21 La capacidad total instalada en Asia llegó a 61,2 GW (31,1 % de total mundial). El continente tuvo la mayor tasa de crecimiento de todas las regiones del mundo (50,6 %, después de 63,3 % en 2009). Después de cuatro años consecutivos en los que China duplicó sus instalaciones, el país demostró un impresionante crecimiento de 73,3 % y se convirtió en el número uno en términos de nuevas instalaciones, así como en términos de capacidad eólica total instalada, alcanzando los 44,7 GW. Sin embargo, China todavía enfrenta grandes desafíos en cuanto a la conexión a la red de los aerogeneradores instalados. De acuerdo con el Consejo de Electricidad de China, sólo 31.070 MW estaban realmente alimentando a la red nacional, mientras que un gran número de los parques eólicos está a la espera de conexión a la red. También en industria eólica, China es cada vez más competitiva, de modo que el mayor fabricante chino Sinovel alcanzó la primera posición con una cuota de mercado mundial de casi el 12 %. El segundo mercado más grande de Asia se mantuvo en la India, con una tasa de crecimiento de 10,7 % alcanzando una capacidad total de 13 GW. Otros países que mostraron unas tasas modestas de crecimiento fueron: Japón con una capacidad total de 2,3 GW, Taiwán con 519 MW y Corea del Sur con 379 MW. Capacidad instada en Asia (MW) Oceanía En el año 2010, esta región mostró un parón en la instalación de potencia eólica añadiendo sólo 11,8 MW, después de los 555 MW añadidos en el año 2009, alcanzando una capacidad total de 2.386 MW. Parque Eólico de 20 MVA con evacuación a 132 kV Villalva Quinchimba Marlon 22 Los compromisos tomados por el gobierno australiano para aumentar sus esfuerzos en la mitigación del cambio climático y en la expansión de las energías renovables, crean la expectativa de que el mercado eólico australiano mostrará un gran crecimiento aún en los años venideros. Nueva Zelanda, por su parte espera la instalación de más de 100 MW en 2011. Capacidad instada en Oceanía (MW) Europa El continente europeo sigue siendo el más destacado en el desarrollo de la energía eólica, en especial tres países, Alemania, España y Dinamarca. En total cuenta con una capacidad eólica instalada de 86 GW, que a pesar de ser alta, su papel en el mercado eólico sigue disminuyendo principalmente por el creciente interés de esta energía en China. El sector eólico europeo añadió 9.970 MW de potencia instalada en 2010, siendo España y Alemania los mayores mercados, aunque con tasas de crecimiento muy modestas del 5,6 % y 8 %, respectivamente. Otros países europeos con fuerte crecimiento, alrededor del 20 %, son Italia con 5.797 MW, Francia con 5.660 MW y Reino Unido con 5.204 MW. Otros mercados más dinámicos, pero todavía pequeños son: Rumania con 591 MW, Croacia con 70 MW un 161 % más con respecto al año pasado, Bulgaria con 375 MW, Lituania con 154 MW, Polonia con 1.107 MW y Hungría con 295 MW. Los fabricantes de aerogeneradores daneses, alemanes y españoles siguen siendo líderes, a pesar de la alta competibilidad de los países asiáticos en especial China, India, Corea y Japón, quienes han sido capaces de aumentar sus cuotas de mercado en mercados nacionales e internacionales. Parque Eólico de 20 MVA con evacuación a 132 kV Villalva Quinchimba Marlon 23 A pesar del estancamiento que presenta Europa en estos últimos años sus perspectivas generales son buenas, teniendo en cuenta los objetivos ambiciosos de muchos países: En Alemania, se esperar llegar a una cuota de energía eólica en el suministro de electricidad de 20-25 % para el año 2020. Esto sería equivalente a 150 TWh o 45 GW de instalaciones en tierra, más 10 GW Offshore. En España, se esperan 38 GW de capacidad instalada para el año 2020 incluyendo 370 MW en tierra y 3 GW de energía eólica Offshore. El Reino Unido, líder mundial en energía eólica Offshore, ha establecido un objetivo para el año 2020, de 15 GW en tierra y 13 GW Offshore. Italia fijó como objetivo llegar a los 12.680 MW instalados al 2020 lo que sería más del doble de su capacidad instalada. En lo que se refiere a las instalaciones Offshore, Europa sigue siendo el continente líder, ya que se pueden encontrar el 96 % de los aerogeneradores fuera de costa. Capacidad instada en Europa (MW) América En América Latina, la tasa de crecimiento fue superior a la media en todo el mundo con un 30, 8 %, sin embargo este crecimiento esta muy por debajo del 113 % que se produjo en 2009. A pesar del alto interés por esta energía en esta zona, los aerogeneradores instalados solo representan el 1,2 % a nivel mundial. Parque Eólico de 20 MVA con evacuación a 132 kV Villalva Quinchimba Marlon 24 Sólo seis países de América Latina instalaron nuevos aerogeneradores en el año 2010: Brasil (320 MW), México (104,5 MW), Argentina (25,3 MW), Uruguay (10 MW), Cuba (4,5 MW) y Chile (2,6 MW). Con la excepción de Brasil y México, el mercado eólico en América Latina se puede considerar en sus primeros estadios. Norteamérica por su parte perdió su posición como la región más dinámica del mundo. Su tasa de crecimiento disminuyó de 39 % en 2009 al 16 % en 2010. En los EE.UU. se produjo un descenso importante de las nuevas instalaciones en 2010, agregándose sólo 5,6 GW, después de 9,9 GW en 2009. El estado líder fue Texas con una capacidad total de 10 GW, lo que sería la sexta posición en términos globales. Para finales de 2010, 5 GW de parques eólicos se encontraban en construcción. En 2011, varias previsiones sugieren una nueva capacidad de hasta 10 GW. Muchos estados de EE.UU. han establecido sus propios sistemas de apoyo para la energía eólica, por ejemplo, 29 estados de EE.UU. han establecido normas de cartera de energías renovables. En Canadá el mercado eólico se mantuvo estable con un aumento en capacidad de un 21 % sumando 690 MW, para un total de 4.008 MW. Es importante tener en cuenta que varias provincias se han convertido en pioneras en el apoyo de los parques eólicos en comunidades dando incentivos especiales para este tipo de proyectos, como Ontario. La debilidad de los mercados de América del Norte radica en la falta de capacidad de fabricación. A pesar de que las capacidades industriales son cada vez más fuertes, una parte importante de los aerogeneradores instalados y equipos asociados tienen que ser importados. Existen muy pocos fabricantes nacionales de aerogeneradores tanto en EE.UU. como en Canadá. Capacidad instada en América Latina (MW) Parque Eólico de 20 MVA con evacuación a 132 kV Villalva Quinchimba Marlon 31 Otro factor a tener en cuenta a la hora de querer calcular la potencia de un aerogenerador es la variación de la velocidad a medida que aumenta su altura sobre el nivel del suelo. Esto es así, debido a que las fuerzas de rozamiento y el efecto de frenado debido a las irregularidades del terreno son más intensas en las capas que se encuentran en contacto con el terreno. Para la toma de medidas lo habitual es hacerlas a 10 metros sobre el nivel del suelo, lo cual no siempre coincide con la altura del rotor del aerogenerador, que suele situarse a mayor elevación. De este modo para corregir estos datos se suele usar una ley de variación con la altura como la siguiente: γ         = 2 1 2 1 h h v v Donde v 1 es la velocidad del viento medida a la altura h 1 sobre el nivel del suelo, y v 2 es la velocidad del viento a la altura h 2 a la que se encuentra el rotor del aerogenerador. γ por su parte es un coeficiente empírico que tiene en cuenta la rugosidad del terreno y toma los siguientes valores: Nivel de rugosidad del terreno γ No rugoso (arena, nieve, mar) 0,10-0,13 Poco rugoso (hierba, campo de cereales) 0,13-0,20 Rugoso (bosque, casas pequeñas) 0,20-0,27 Muy rugoso (edificios grandes) 0,27-0,40 Valores del coeficiente γ en función de la rugosidad del terreno 4.3 ESTUDIO TÉCNICO DEL VIENTO A continuación se va a describir cada uno de los pasos seguidos en el tratamiento de los datos de viento del emplazamiento donde se encuentra el Parque Eólico, desde su recogida en el Instituto Nacional de Meteorología, hasta la obtención del potencial eólico disponible en la zona, el cual marcará el diseño definitivo del Parque Eólico. 4.3.1 Obtención de los datos El viento, debido a su origen, presenta una gran variabilidad, tanto en dirección como en intensidad, así como de un lugar a otro. Por lo tanto, para la instalación de un parque eólico, en primer lugar hay que hacer un estudio de vientos de la zona donde se vayan a ubicar los aerogeneradores. Este estudio puede realizarse con medidas in-situ durante un tiempo prolongado (mínimo un año), o bien consultar atlas eólicos elaborados por otras fuentes, como por ejemplo el Instituto Nacional de Meteorología. Para las medidas in-situ, es necesario instalar un sistema que registre la velocidad del viento a intervalos regulares (por ejemplo, cada 5 minutos o cada hora, dependiendo de las características del estudio) y su dirección. Con estos datos se elaboran posteriormente diversos diagramas de velocidades y direcciones y se ajustan a funciones estadísticas de densidad de probabilidad. Parque Eólico de 20 MVA con evacuación a 132 kV Villalva Quinchimba Marlon 32 Para la elaboración de atlas eólicos se instalan en la zona estaciones de medida seleccionadas según diversos criterios de características topográficas. Los datos eólicos obtenidos en las mismas (velocidad y dirección del viento a intervalos regulares según un cierto periodo de tiempo) se introducen en modelos de simulación de campos de vientos, obteniéndose así una información general sobre la zona. Estos modelos requieren además de los datos del viento, información concreta sobre la topografía de la zona (orografía, accidentes naturales o construcciones, etc). Debido a que este proyecto es meramente académico no se va a poder disponer de la medición in-situ, así que se ha optado por acudir al Instituto Nacional de Meteorología para obtener un estudio de vientos de la zona del aeropuerto de Zaragoza. Los datos proporcionados recogen los vientos de la zona periódicamente cada mes. Su código indicativo es 9434 ZARAGOZA/AEROPUERTO, y fueron tomados a una altitud de 263 metros en las siguientes coordenadas geográficas: Latitud 41º 39’43” N y Longitud 01º00’29” W. Así, los datos de los que se dispone son de los años 2010 y 2011, estando entre estos datos la dirección, velocidad y día de la racha máxima, distribución temporal del viento en los diferentes octantes, porcentajes y velocidades en 16 puntos cardinales, porcentajes de velocidad en determinadas velocidades, entre otros. 4.3.2 Nivel de viento Las velocidades medias mensuales en km/h, los proporcionados por INM y en m/s, para una mejor comprensión de los datos, se muestran en la siguiente tabla: Velocidad media Velocidad media AÑO 2010 km/h m/s AÑO 2011 km/h m/s ENERO 19 5,28 ENERO 13 3,61 FEBRERO 18 5,00 FEBRERO 19 5,28 MARZO 20 5,56 MARZO 16 4,44 ABRIL 13 3,61 ABRIL 18 5,00 MAYO 23 6,39 MAYO 16 4,44 JUNIO 19 5,28 JUNIO 19 5,28 JULIO 19 5,28 JULIO 21 5,83 AGOSTO 19 5,28 AGOSTO 14 3,89 SEPTIEMBRE 15 4,17 SEPTIEMBRE 12 3,33 OCTUBRE 18 5,00 OCTUBRE 14 3,89 NOVIEMBRE 15 4,17 NOVIEMBRE 12 3,33 DICIEMBRE 15 4,17 DICIEMBRE 18 5,00 MEDIA 17,75 4,93 MEDIA 16 4,44 Parque Eólico de 20 MVA con evacuación a 132 kV Villalva Quinchimba Marlon 33 Considerando los datos obtenidos de las velocidades del viento durante los años 2010 y 2011, se tiene una velocidad media de 4,69 m/s, velocidad que según la Escala de Beaufort en el apartado efectos sobre un aerogenerador es la indicada para el arranque de máquinas ligeras. Por otro lado, la velocidad de arranque del aerogenerador escogido es de 4 m/s, por lo que la zona donde se pretende colocar el Parque Eólico es apta. Velocidad del viento m/s km/h Descripción Efectos sobre un aerogenerador Efectos en tierra Efectos en mar 0-0,4 0-2 Calma Ninguno Humo vertical Mar en calma 0,4-2 2-6 Ventolina Ninguno El humo se inclina pero no se mueven las veletas Pequeños rizos en las olas 2-4 6-13 Flojito Ninguno Se mueven las hojas y se nota el en la piel. No se mueven las veletas Olas sin romper 4-6 13-21 Flojo Arranque de máquinas ligeras Se mueven las hojas continuamente y se extienden las banderas Rompen algunas olas y el mar se torna cristalino 6-8 21-31 Moderado Arranque de máquinas de potencia elevada El polvo se muere y se agitan las ramas pequeñas Se alargan las olas y se ven crestas blancas 8-11 31-40 Fresco Un tercio de la producción Los árboles pequeños se balancean. Se comenta que hace viento Crestas blancas en todas las olas 11-14 40-51 Duro Rango alto de producción Se mueven las ramas grandes y silban los cables eléctricos Aparecen grandes olas con espuma en las crestas 14-17 51-63 Muy Duro Producción máxima Se agitan todos los árboles. Es molesto caminar cara al viento Mar gruesa 17-21 63-76 Galerna Parada de máquinas Se rompen las ramas pequeñas. Dificil caminar Olas altas de longitud mayor. Se pulverizan las crestas 21-25 76-88 Temporal Máquinas paradas Las ramas medianas se quiebran. Pequeños daños estructurales Se rompen las olas altas. La bruma reduce la visibilidad 25-29 88- 103 Galerna fuerte Diseño específico contra daños Árboles arrancados de cuajo y daños estructurales serios (techos, etc) Rompen las olas muy grandes con mucha bruma 29-33 103- 117 Borrasca Sólo sobreviven las máquinas más resistentes Daños externos Muy baja visibilidad por la bruma 33-37 117- 134 Huracán Daño seguro si no se abate Condiciones de desastre (ciclones tropicales) Los barcos se ocultan en las olas. Superficie del agua toda blanca … … 57-62 204- 22 Ciclón Escala de Beaufort. Velocidad del viento. Efectos en tierra, mar y sobre el aerogenerador Parque Eólico de 20 MVA con evacuación a 132 kV Villalva Quinchimba Marlon 34 4.3.3 Adaptación de los datos de viento al emplazamiento Como se menciono anteriormente, la velocidad medida debe corregirse para adecuar su valor a la altura a la que se coloque el rotor del aerogenerador. Así, si la torre de medición donde se tomaron las medidas estuvo a 10 m de altura habrá que hacer la correspondiente corrección, en este caso a 100 m ya que es la altura del aerogenerador elegido. Así utilizando la siguiente expresión, y tomando como valor de rugosidad del terreno (γ) 0,15 considerando que se trata de un terreno poco rugoso, dado que la zona donde se van a instalar los aerogeneradores es un campo con poca vegetación. Se procederá al cálculo de las nuevas velocidades. γ         = 2 1 21 h h vv Velocidad media Velocidad media AÑO 2010 km/h m/s AÑO 2011 km/h m/s ENERO 26,84 7,46 ENERO 18,36 5,10 FEBRERO 25,43 7,06 FEBRERO 26,84 7,46 MARZO 28,25 7,85 MARZO 22,60 6,28 ABRIL 18,36 5,10 ABRIL 25,43 7,06 MAYO 31,82 8,84 MAYO 22,13 6,15 JUNIO 26,84 7,46 JUNIO 26,84 7,46 JULIO 26,84 7,46 JULIO 29,66 8,24 AGOSTO 26,84 7,46 AGOSTO 19,78 5,49 SEPTIEMBRE 21,19 5,89 SEPTIEMBRE 16,95 4,71 OCTUBRE 25,43 7,06 OCTUBRE 19,78 5,49 NOVIEMBRE 21,19 5,89 NOVIEMBRE 16,95 4,71 DICIEMBRE 21,19 5,89 DICIEMBRE 25,43 7,06 MEDIA 25,07 6,96 MEDIA 22,60 6,28 Velocidades mensuales medias a 100 m Por lo tanto la velocidad media del viento en los años 2010 y 2011 a la altura de 100 m es de 6,62 m/s, velocidad más que apta para la puesta en funcionamiento del Parque Eólico. Parque Eólico de 20 MVA con evacuación a 132 kV Villalva Quinchimba Marlon 35 4.3.4 Distribución de velocidades Para mostrar la información sobre las distribuciones de velocidades del viento y la frecuencia de variación de las direcciones del viento, puede dibujarse la llamada rosa de vientos basándose en observaciones meteorológicas de las velocidades y direcciones del viento. La rosa esta dividida en dieciséis sectores, cada uno indicando una dirección del viento. La distribución de direcciones, rosa de vientos, resulta de gran importancia, especialmente para el diseño de la implantación de aerogeneradores, a fin de ubicar las máquinas en función de la variabilidad direccional del régimen de viento en todo el emplazamiento, de modo que se optimice la instalación desde un punto de vista energético, reduciendo al máximo las pérdidas por estelas. Las velocidades que se van a tomar para calcular la rosa de vientos son las dadas por el INM, es decir a una altura de 10 m y puesto que la altura de aerogenerador elegido es de 100 m, se va a hacer una corrección de la velocidad, aunque en lo que se refiere a la rosa de vientos va a hacer igual que con la anterior velocidad, pero con una mayor velocidad del viento según la dirección. A continuación se muestran las rosas de vientos media de los años 2010 y 2011. Rosa de vientos a 10 m y 100 m Como se puede observar en ambas gráficas de rosas de vientos la dirección predominante del viento se da en la dirección oeste noroeste (WNW), donde los vientos llegan a alcanzar velocidades medias de 7,1 m/s y 10 m/s a las alturas de 10 m y 100 m, respectivamente. En el siguiente gráfico donde se representa una rosa de vientos con las frecuencias anuales de esas velocidades, se puede comprobar que las direcciones donde mayor frecuencia de viento hay coincide con las direcciones donde mayor velocidad de viento hay. Parque Eólico de 20 MVA con evacuación a 132 kV Villalva Quinchimba Marlon 36 Rosa de drecciones medias del viento Para un mayor aprovechamiento del viento los aerogeneradores deben estar posicionados de forma perpendicular a la dirección marcada por el viento predominante, que tal como se puede observar en la rosa de direcciones medias del viento, corresponde a la zona WNW. De este modo, los aerogeneradores tendrán sus palas totalmente enfrentadas al viento, de forma que los dos vientos predominantes, en este caso WNW y ENE, sean máximamente explotados. 4.3.5 Distribución Weibull Para la industria eólica es muy importante ser capaz de describir la variación de las velocidades del viento, que para un emplazamiento típico, esta variación suele describirse utilizando la llamada Distribución de Weibull. La Distribución de Weibull es un gráfico que muestra la posibilidad que existe de que un viento de una zona llegue alcanzar una determinada velocidad. De este modo, el área bajo la curva siempre vale exactamente 1, ya que la probabilidad de que el viento sople a cualquiera de las velocidades, incluyendo el cero, debe ser del cien por cien. Para el cálculo de la Distribución de Weibull se usará la siguiente expresión, que será más desarrollada en los cálculos justificativos. ( )              − − ×       ×= k c V k e c V c k Vp 1 Donde p (V) es la probabilidad asociada a la velocidad “V”, “c” es el factor de escala que tiene unidades de velocidad y “k” es el factor de forma adimensional. El siguiente gráfico muestra la forma que tendrá la Distribución de Weibull. Parque Eólico de 20 MVA con evacuación a 132 kV Villalva Quinchimba Marlon 37 Distribución de Weibull Se puede apreciar que la distribución de probabilidad del viento en un emplazamiento no es simétrica, es decir, son escasos los vientos fuertes y bastante más comunes los suaves o medios. 4.3.6 Descripción del Parque Eólico 4.3.6.1 Selección de los aerogeneradores El Parque Eólico estará constituido por un total de 10 aerogeneradores Gamesa modelo G87-2.0 MW de potencia unitaria y con una altura de torre de 100 m. Siendo la potencia total instalada del parque de 20 MW. Los aerogeneradores serán de paso y velocidad variable ya que estas características aseguran una potencia de salida suave y, al mismo tiempo, se reducen las cargas de manera significativa. Además vienen incorporados con las últimas tecnologías para extraer la máxima energía del viento con la mayor eficiencia, tales como: • Materiales compuestos reforzados con fibra de vidrio y carbono para lograr palas más ligeras, manteniendo la rigidez y la resistencia • Sistema de control remoto, Gamesa WindNet® • Mantenimiento predictivo Gamesa SMP • Control de ruido Gamesa NRS® • Soluciones para una óptima conexión a red A continuación, se presentan las características técnicas generales de los aerogeneradores Gamesa G87-2.0MW. Distribución de Weibull 0,0 0,0 0,0 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,2 0,2 0,2 0,0 5,0 10,0 15,0 20,0 25,0 30,0 Velocidad (m/s) P (V) Parque Eólico de 20 MVA con evacuación a 132 kV Villalva Quinchimba Marlon 38 • Rotor Diámetro.................................................................. 87 m Área de barrida ........................................................ 5.945 m2 Velocidad de giro..................................................... 9,0 – 19,0 rpm Sentido de giro......................................................... Agujas del reloj Peso (incl. Buje)....................................................... Aprox. 37 T Peso (incl. Buje y Nacelle) ...................................... Aprox. 107 T • Palas Número de palas...................................................... 3 Longitud................................................................... 42,5 m Perfil ........................................................................ DU+ FFA-W3 Material.................................................................... Fibra de vidrio preimpregnada de resina epoxy + fibra de carbono Peso pala completa .................................................. 6.150 kg • Torre Tipo de la torre......................................................... Modular Altura....................................................................... 100m Nº Secciones............................................................ 5 Peso.......................................................................... 242 T • Multiplicadora Tipo.......................................................................... 1 etapa planetaria Ratio......................................................................... 1:100,5 (50Hz) • Generador 2.0 MW Tipo...................................................Generador doblemente alimentado Potencia nominal ..................................................... 2.0 MW Tensión .................................................................... 690 V AC Frecuencia................................................................ 50 Hz / 60Hz Clase de protección.................................................. IP 54 Factor de potencia.................................................... 0,95 CAP - 0,95 IND en todo el rango de potencias 4.3.6.2 Emplazamiento de los aerogeneradores Este es uno de los puntos más importantes en la construcción del parque, ya que dicha distribución condiciona bastante la inversión del parque. Una colocación eficiente supone, que cada aerogenerador este colocado de tal manera que exista un mínimo de espacio necesario entre ellos para evitar casos de posibles turbulencias y que el viento entre de modo directo en cada uno de ellos para que así se pueda obtener la máxima potencia disponible en todos los molinos. Parque Eólico de 20 MVA con evacuación a 132 kV Villalva Quinchimba Marlon 39 Un aerogenerador siempre va a crear un abrigo en la dirección a favor del viento. Por tanto, lo ideal sería separar las turbinas lo máximo posible en la dirección de viento dominante. Como ya se vio en un apartado anterior, en el cálculo de la rosa de vientos, el viento predominante, es decir donde mayor velocidad y frecuencia se registraron fue en la zona WNW. Por lo tanto, los aerogeneradores de este parque estarán orientados de manera perpendicular a dicha dirección. Como norma general, la separación entre aerogeneradores en un parque eólico es de 5 a 9 veces el diámetro del rotor en la dirección predominante del viento (distancia entre filas de aerogeneradores), y de 3 a 5 veces el diámetro del rotor en la dirección perpendicular a la dirección predominante del viento (distancia entre aerogeneradores de la misma fila). En el caso de nuestro parque como en un principio no hay restricción de espacio, se colocará a los 10 aerogeneradores en línea recta perpendiculares a la dirección predominante del viento. La distancia entre estos aerogeneradores será de 4 veces el diámetro del rotor, lo que equivale a 348 metros. 4.3.6.3 Cálculo de la producción de energía del parque La curva de potencia utilizada en el cálculo de la producción para una densidad del aire de 1,225 kg/m3 en base a perfiles de pala DU (Delft University) y FFA-W3, es la siguiente: Curva de potencia G87 – 2.0 MW Otros parámetros a considerar en el cálculo de esta curva son: • La frecuencia de 50 Hz • Ángulo de calado de pala variable (control tipo pitch) • Intensidad de turbulencia del 10 % • Velocidad variable del rotor de 9,0 -19,0 rpm. Parque Eólico de 20 MVA con evacuación a 132 kV Villalva Quinchimba Marlon 40 En el anterior gráfico se puede observar la potencia de cada aerogenerador en relación a la velocidad, que se ha obtenido del catalogo de nuestro aerogenerador donde hay una tabla que nos muestra la potencia que da el aerogenerador para una velocidad determinada. A continuación se ha multiplicado la probabilidad de que se de esa velocidad por la potencia que dará el aerogenerador, y la suma de todas esas operaciones nos dará la producción total de un aerogenerador, en este caso 341,41 kW. La producción prevista está expuesta y desarrollada en los cálculo justificativos, la siguiente tabla es un cuadro resumen de resultados del parque. Todos los parámetros que aparecen en el cuadro están de manera más detallada en los cálculos justificativos. Resultados del Parque Eólico Aerogenerador G-87 2 MW Datos Fórmula Valor Unidad Horas del año (H) 8.760 H Número de aerogeneradores (N) 10 Potencia nominal del aerogenerador (Pn) 2 MW Potencia nominal del parque (Pn_p) Pn_p = Pn x N 20 MW Potencia media del aerogenerador (P_media_aerog ) 341,41 kW Potencia media del parque (P_med) P_med = P_media_aerog x N 3,41 MW Factor de utilización (Fu) 0,96 Estela o Sombra (Fs) 1 Rendimiento eléctrico (Re) 0,97 Rendimiento total (RTOTAL) RTOTAL = Fu x Fs x Re 0,9312 Energía anual de un aerogenerador (Eag) Eag = Pn x Hee 2.785 MWh/ año Energía anual del parque (Eap) Eap = Pn_p x Hee 27.850 MWh/ año Ratio de producción (RP) RP = Eap / (Pn_p x h/año) 0,159 Horas equivalente eólicas (Hee) Hee = (P_med_aerog x h x Rtotal) / Pn 1.392, 50 H Cuadro resumen Parque Eólico de 20 MVA con evacuación a 132 kV Villalva Quinchimba Marlon 47 Los espesores relativos son más reducidos en la zona de la punta de la pala (12-15 %) y se acercan más al diseño óptimo aerodinámico. Por el contrario, los espesores relativos aumentan en la zona cercana a la raíz. La prioridad de diseño en esta zona es aportar rigidez estructural a la pala, aunque la distribución de espesores no sea la más adecuada desde un punto de vista aerodinámico. La forma geométrica de la punta de la pala es otro aspecto que se debe considerar en el diseño aerodinámico ya que influye en la potencia generada de la turbina y en la emisión de ruido acústico. 5.1.3.4 Otros parámetros que se deben tener en cuenta a la hora de elegir una pala son: La longitud de las palas: está en función de la potencia deseada. También fija la frecuencia de rotación máxima, que la hélice no deberá superar para evitar tensiones en las palas debidas a la fuerza centrípeta. Es esencial tener en cuenta la fatiga de las palas y los riesgos de vibraciones, sobre todo para las palas muy largas. Perfil: es la forma del borde de ataque de la pala contra el viento. Fuerza de arrastre: o resistencia es la componente de la fuerza aerodinámica experimentada por un perfil cuando el aire incide sobre el mismo en la dirección paralela al de la velocidad del viento respecto al perfil. Fuerza de sustentación: es la componente de la fuerza aerodinámica experimentada por un perfil cuando el aire incide sobre el mismo en la dirección perpendicular al de la velocidad del viento respecta al perfil. Calaje: es el ángulo de ataque de la pala contra el viento, que permite no sólo obtener la potencia óptima, sino que puede utilizarse como sistema de regulación. La anchura de las palas: no interviene en la potencia de la máquina, que solo es función de la superficie barrida, pero si interviene en el par de arranque. Con palas estrechas y finas se consigue una velocidad de rotación más elevada, pero el par de arranque (facilidad para arrancar) es mayor cuanto más ancha sea la pala. 5.1.4 Sistema de regulación de potencia Para evitar el mal funcionamiento o incluso la destrucción de un aerogenerador cuando esté se encuentra sometido a vientos demasiado violentos, es necesario equipar al aerogenerador con un sistema que permita disminuir los esfuerzos mecánicos a los que puede estar sometido. Los sistemas de protección y regulación existentes, funcionan con un nivel de automatización que va desde el control manual hasta la automatización completa, siendo los más sencillos los utilizados en aeromotores multipala de bombeo, donde la velocidad del rotor no tiene porque ser constante y donde además el rendimiento no es una prioridad. Parque Eólico de 20 MVA con evacuación a 132 kV Villalva Quinchimba Marlon 48 Los aerogeneradores cuentan con sistemas de regulación, que tienen por objeto controlar la velocidad de rotación y el par motor en el eje del rotor, evitando las fluctuaciones producidas por la velocidad del viento. Estos sistemas resultan interesantes en el momento que la aeroturbina comienza a dar potencia, una vez que haya superado la velocidad de giro mínima necesaria para vencer sus pérdidas de potencia internas y empiece a producir electricidad. Con estos sistemas lo que se pretende conseguir es evitar sobrecargar el tren de potencia de la aeroturbina, fundamentalmente por par motor, y también evitar una velocidad de giro excesiva que ocasione sobreesfuerzos centrífugos. Finalmente atendiendo a estas necesidades y a los límites de funcionamiento del generador, generalmente régimen de giro e intensidad. Podemos encontrarnos, básicamente, con sistemas de regulación por entrada en pérdidas de las palas (stall control) o bien con sistemas de paso variable (pitch control). En el control por pérdida aerodinámica pasiva (stall control), la pala permanece fija y unida rígidamente al buje del rotor, es decir, está fija en su ángulo de paso. Solo se permite, el movimiento de su extremo final, en algunas ocasiones actuando este a modo de freno aerodinámico, aprovechando así las condiciones aerodinámicas de la propia pala. La regulación se consigue con el adecuado diseño del perfil de la pala que provoca una mayor pérdida aerodinámica a medida que aumenta la velocidad de la circulación del viento alrededor de la misma, consiguiendo con esto variar el rendimiento y la potencia absorbida. Este método de regulación pasiva se utiliza en aerogeneradores de poca potencia, por lo general en rotores con diámetro menores de 20 m. Al no tener que girar las palas sobre su eje longitudinal, éstas forman con el buje del rotor una pieza única y rígida. La regulación se consigue aumentando o disminuyendo el área útil de captación expuesta al viento. Así, para velocidades de viento mayores que la nominal, el flujo alrededor del perfil de pala se separa de la superficie de la pala, reduciendo así las fuerzas de sustentación, y aumenta el arrastre, evitando que se produzcan potencias superiores a la nominal. La desaceleración más brusca del rotor se consigue mediante la apertura, controlada o automática, de los frenos aerodinámicos situados en cada una de las palas. Una variante del control stall, es el control por pérdida aerodinámica activa (active stall control) donde las palas son móviles. Para controlar la potencia, a medida que aumenta la velocidad, se disminuye el ángulo de paso, lo que equivale a aumentar el ángulo de ataque y llevar las palas a la zona de pérdida. Las ventajas de este sistema son que se favorece el arranque y que durante la operación estacionaria las cargas son bajas. Sin embargo, al aumentar la velocidad, las cargas crecen rápidamente. En el control por cambio de paso (pitch control), la pala puede girar sobre sí misma, alrededor de su eje longitudinal, con lo que cambia el ángulo de ataque del flujo de aire entrante para variar las fuerzas impulsoras aerodinámicas y, en consecuencia, la extracción de potencia de la turbina. Parque Eólico de 20 MVA con evacuación a 132 kV Villalva Quinchimba Marlon 49 Este sistema es más frecuente en aerogeneradores de gran potencia, por lo general mayor de 500 kW y con rotores con diámetro mayores de 20 m, así como en aerogeneradores que trabajan en paralelo con grupos electrógenos (sistemas mixtos eólico-diesel). En estas máquinas de paso variable existen un conjunto de mecanismos que permiten que las palas modifiquen ese ángulo de ataque del viento incidente sobre ellas para regular la potencia de salida, disminuyendo el rendimiento aerodinámico. La desaceleración del rotor se produce al llevar las palas a situación de bandera, esto es, oponiendo el mínimo perfil a la dirección del viento. Curvas de potencia para máquinas reguladas por Pitch, Stall y Active-Stall 5.1.5 Sistemas de transmisión El sistema de transmisión o tren de potencia lo constituyen todos los elementos y componentes de la turbina (el eje lento, el multiplicador de velocidades y el eje de alta velocidad), capaces de transmitir la potencia mecánica al generador eléctrico en las condiciones adecuadas para la generación de electricidad. Además de trasmitir la potencia mecánica con el mayor rendimiento posible, sus componentes deben estar diseñados para soportar los esfuerzos de empuje transmitidos por el rotor. 5.1.5.1 Eje lento El eje lento o de baja velocidad conecta el buje del rotor al multiplicador. Además permite accionar los frenos aerodinámicos, paso variable o controlar los sensores del rotor, gracias a los conductos del sistema hidráulico o eléctrico que contiene. Parque Eólico de 20 MVA con evacuación a 132 kV Villalva Quinchimba Marlon 50 5.1.5.2 Multiplicador El multiplicador es el acoplamiento entre el rotor y el generador, y tiene la función de adaptar la baja velocidad de rotación del eje del rotor a las necesariamente más altas del generador eléctrico. Su empleo es necesario en la mayoría de las turbinas de gran potencia, pues se deben limitar las r.p.m del rotor para evitar que las puntas de las palas trabajen a velocidades que comprometan la resistencia de los materiales empleados o induzcan vibraciones perjudiciales. Pero en el caso de las turbinas con una potencia inferior a 10 kW, generalmente, no se usa el multiplicador ya que el rotor está conectado directamente al generador Si no se colocara multiplicador en las turbinas de gran potencia, serían necesarios generadores con un número muy elevado de polos, o visto de otra manera, si se pretendiese usar generadores convencionales de 4 o 6 polos sería necesario que el rotor del aerogenerador girase a velocidades muy altas. El parámetro más importante en el diseño de un multiplicador es su relación de transformación, que es el cociente entre la velocidad de giro rápido y el eje de giro lento. Cuanto menor sea esta relación, menor será el tamaño de este elemento y por tanto, su coste. Así, para reducir esta relación se debe optar por: disminuir la velocidad del generador aumentado el número de polos, o aumentar la velocidad de giro de la turbina en la que el diámetro esté fijado, Normalmente tienen una relación de transmisión fija entre 1:30 y 1:90, y se dividen habitualmente en tres etapas. Se suelen emplear etapas Epicicloidales y Paralelas. • Etapa Epicicloidal Son cajas multiplicadoras de tipo planetario, generalmente más caras y complicadas. Se componen de un solar, varios planetarios, portaplanetarios y corona exterior. La carga se reparte entre los planetarios reduciendo así la carga a transmitir por cada engranaje. Se suele usar en la primera y/o segunda etapa, las de mayor par, y se caracteriza por tener mejor eficiencia que una etapa paralela. • Etapa Paralela Son cajas multiplicadoras con engranajes rectos y paralelos con una relación de multiplicación máxima. Suelen usarse para la tercera etapa y también para la segunda dependiendo de la potencia a transmitir. Esta etapa permite que los ejes de entrada y salida no coincidan, y así se emplea el eje hueco de entrada para llevar conducciones eléctricas y/o hidráulicas hasta el buje. 5.1.5.3 El eje de alta velocidad El acoplamiento de eje rápido es el elemento de unión entre el multiplicador y el generador. Gira normalmente entre 1000 y 1500 r.p.m lo que permite el funcionamiento del generador eléctrico. Suele incluir el disco de freno y el limitador de par, elemento de seguridad ante picos de par por cortocircuitos. Parque Eólico de 20 MVA con evacuación a 132 kV Villalva Quinchimba Marlon 51 La función de freno mecánico es la de mantener bloqueado el eje de giro durante la puesta en marcha y mantenimiento del aerogenerador, también se puede utilizar en caso de paradas de emergencia si fuera necesario. El freno mecánico también se puede utilizar como freno secundario de apoyo al freno aerodinámico que incorporan las turbinas de cierta potencia. 5.1.6 Góndola La góndola es el compartimento donde se encuentra el equipo mecánico y eléctrico que permite la transformación de la energía cinética suministrada por el rotor, en energía eléctrica. En su interior esta el generador eléctrico, la caja multiplicadora y los sistemas de control, regulación, orientación y frenado. Se encuentra unida a la torre por una corona dentada para permitir la orientación del rotor al viento, y rotor y las palas por el eje principal que transmitirá la fuerza del viento al multiplicador y al motor sucesivamente. En su parte exterior lleva instalado un anemómetro y una veleta conectados a los sistemas de control de aerogenerador, y unos respiraderos para garantizar la refrigeración del motor. Se construyen en acero forjado y placas de fibra de vidrio, y suele tener forma troncocónica o cilíndrica para repartir adecuadamente su peso sobre el eje principal. Generalmente posee un microprocesador que permite regular y controlar el ángulo de inclinación de las palas del rotor, así como la posición de éste respecto del viento, para obtener el mayor rendimiento posible. 5.1.7 Torre La torre del aerogenerador soporta la góndola y el rotor. Su diseño debe ser tal que los modos de vibración que sufra se acoplen adecuadamente a los modos de vibración del rotor. Además, deben ser capaces de tolerar todo el empuje del viento que transmita el sistema de captación y las eventuales vibraciones, y tener una altura suficiente para evitar que turbulencias debidas al suelo (y obstáculos cercanos) afecten a la máquina. Así, se considera a la altura como el parámetro más importante del diseño, ya que cuanto mayor es la altura, mayor es la producción de energía de la turbina, pero a su vez mayor es el coste de la torre y su dificultad de instalación. Existen varios tipos de torres como los que se describen a continuación: Torre tubular de acero: La más usada en los grandes aerogeneradores, suelen fabricarse en secciones de 20-30 metros con bridas en cada uno de los extremos, y son unidas con pernos en el lugar de instalación. Las torres son tronco-cónicas, es decir con un diámetro creciente hacia la base, con el fin de aumentar su resistencia y al mismo tiempo ahorrar material. Además, tienen la ventaja de ser más seguras para el personal de mantenimiento de las turbinas, ya que pueden usar una escalera interior para acceder a la parte superior de la turbina. Torre de celosía: Se fabrican con perfiles de acero soldado. Fue la estructura más usada en los primeros aerogeneradores, por su facilidad de montaje y bajo coste. Sin embargo, la necesidad de disponer de torres más altas, que aguanten mejor las vibraciones del viento y que además dispongan de un cierto volumen interior en el que alojar Parque Eólico de 20 MVA con evacuación a 132 kV Villalva Quinchimba Marlon 52 determinados equipos, ha hecho que junto a su fuerte impacto visual hayan desaparecido prácticamente en el uso de grandes aerogeneradores modernos. Torre de mástil tensado: Es la más usada en aerogeneradores pequeños, por el ahorro de peso y bajo coste. Están construidos con delgadas torres de mástil sostenidas por cables tensores, siendo este diseño su principal desventaja por la dificultad de acceso a la misma, haciéndola inapropiada para las zonas agrícolas. Por último, este tipo de torres es más propensa a sufrir actos vandálicos, lo que compromete la seguridad del conjunto. Torre híbrida: Algunas torres están hechas con diferentes combinaciones de las ya mencionadas. Un ejemplo es la torre de tres patas Bonus 95 kW, de la que podría decirse que es un híbrido entre una torre de celosía y una torre tensada con vientos. Tipos de torre: (a) tubular, (b) celosía, (c) tensada e (d) híbrida 5.1.8 Cimentación La cimentación del aerogenerador asegura la estabilidad del mismo para todas las condiciones de diseño, y está diseñada para una amplia variedad de terrenos. Debe ser capaz de soportar las cargas gravitacionales provocadas por la torre, la góndola, el transformador y todos los equipos que integran el aerogenerador. Esta formada por el anclaje y la zapata. El anclaje se diseña como continuación de la torre, a la que se atornilla por medio de una brida interior, de manera que transmite los esfuerzos a la zapata. La zapata, construida de hormigón en masa, es de planta cuadrada, y está reforzada por una armadura de acero. La zapata además debe ser capaz de soportar las solicitaciones provocadas por la acción del viento y resistir al vuelco. Parque Eólico de 20 MVA con evacuación a 132 kV Villalva Quinchimba Marlon 53 5.1.9 Sistema de orientación El sistema de orientación se encarga de optimizar el aprovechamiento energético del viento, mediante el empleo de dispositivos que giran automáticamente el rotor eólico y la góndola de tal forma que la dirección del viento incidente sea lo más perpendicular posible al plano de giro de las palas. Este sistema puede ser pasivo (rotores a sotavento) o activo (rotores a barlovento). En el primero las fuerzas aerodinámicas realizan las funciones de orientación. En cambio los rotores situados a barlovento utilizan motores eléctricos o sistemas hidráulicos para efectuar el movimiento del rotor. El sistema de orientación funciona de la siguiente manera: con la veleta se mide la dirección del viento y se compara con el ángulo de giro de la góndola. Las acciones se realizan en función de la diferencia de ambos valores, si la diferencia es inferior a un determinado valor no se toma ninguna acción de control, si es superior, el tiempo de corrección responde a una función predeterminada. Si la diferencia es muy importante (alrededor de 50 grados), la orientación se efectúa de manera instantánea El sistema de orientación permanece activo cuando la velocidad del viento supera la velocidad de conexión y es inferior a la velocidad de desconexión. En aerogeneradores de pequeña potencia, la solución más adecuada es la aleta estabilizadora, la cual situada en la parte posterior del aerogenerador, consigue que si las palas no están bien orientadas, la propia acción del viento sobre la aleta haga que el aerogenerador gire hacia la orientación correcta. Este sistema tiene el inconveniente de efectuar el cambio de orientación de una forma brusca. Actualmente, la orientación cara al viento de la góndola en los aerogeneradores se realiza mediante una veleta electrónica. Esta veleta que va colocada en la parte superior trasera del aerogenerador sobre un eje perpendicular a él, envía una señal digital al control que será de distinto valor (1,0) según la veleta esté desorientada en un sentido de giro o en el otro, con respecto al eje longitudinal de la góndola. En el momento que el sistema de control recibe dicha señal durante un tiempo mínimo, libera el freno de giro de la góndola, que está compuesto normalmente por varias pinzas hidráulicas de muelles colocadas sobre un disco situado en la parte interior de la góndola y concéntrico al rodamiento de la corona, entonces ordena comenzar el proceso de orientación a un motorreductor que gira sobre la corona dentada. Normalmente la presión del freno hidráulico del sistema de orientación no se libera totalmente con el fin de evitar arrastres no deseados de la góndola con vientos altos. Es importante hacer mención al sistema de control de enrollado de cables de señal y de potencia que van desde la góndola hasta los cuadros de la base de la torre, ya que debido a sucesivas orientaciones, se pueden alcanzar varias vueltas de enrollado en un mismo sentido, el sistema de control deberá medir esas vueltas y a partir de un valor máximo dar la orden de desenrollado de cables. Si no se alcanza el valor límite de enrollado, a veces se aprovechan los momentos de parada para efectuar el desenrollado. El servomotor alinea la góndola con velocidades en el entorno de 0,5 grados/segundo (1 vuelta cada 12 minutos) para evitar pares giroscópicos elevados. Parque Eólico de 20 MVA con evacuación a 132 kV Villalva Quinchimba Marlon 54 Otro método muy sencillo es colocar la aeroturbina detrás del soporte, orientándose automáticamente en la dirección del viento como si fuera una veleta (el problema de este método es que detrás de la torre el flujo de aire está perturbado y la fatiga de las estructuras es mayor). Por tanto, éste método sólo se utiliza en pequeñas turbinas. 5.1.10 Generador El objeto del generador es transformar la energía mecánica proveniente del rotor del aerogenerador en energía eléctrica, la cuál será luego enviada a la red o a algún centro de consumo. En el caso de un parque eólico, la energía eléctrica se evacua hacia la red de transporte de energía eléctrica, lo cual debe hacerse, a la frecuencia y nivel de tensión adecuado. Los diferentes tipos de generadores que existen son: Las dínamos, generadores de corriente continua, son máquinas eléctricas sencillas que tienen la ventaja de no necesitar sistemas especiales para cargar baterías y generan corriente aún para bajas velocidades de giro. Sin embargo, su uso cada vez es menor, se han ido reemplazando por los generadores de corriente alterna ya que presentan el inconveniente de que necesitan un mantenimiento periódico y son más pesadas y caras que los generadores de corriente alterna de igual potencia, aunque hay que tener en cuenta que son idóneos para los aerogeneradores de muy pequeño tamaño (decenas de vatios). Los generadores síncronos o alternadores que existen son de velocidad variable, es decir suministran corrientes de frecuencia variables. Por lo tanto, para conectarlos directamente a la red de corriente alterna es preciso utilizar un convertidor de frecuencia como elemento intermedio entre el generador y la red. Esta desventaja se compensa con una mayor eficiencia de la turbina y una mejor compatibilidad con la red. Principalmente, este tipo de generadores se usan en máquinas que alimentan instalaciones autónomas, como en aplicaciones para iluminación, calefacción, etc., y la mayoría utilizan alternadores de imán permanente ya que se trata de la configuración más sencilla y robusta. El generador asíncrono o de inducción se caracteriza porque usa corriente de la red eléctrica para crear su campo magnético. En principio, este tipo de generador no es capaz de operar sin la red. Sin embargo, sistemas electrónicos pueden engañar a los generadores de inducción por medio de condensadores para cargar el campo, permitiendo así a estos generadores ser utilizados en sistemas de potencias aislados. 5.1.11Otros componentes de los aerogeneradores Los aerogeneradores modernos constan de algunas partes más, que no serán analizadas ampliamente. 5.1.11.1 El controlador electrónico Se encarga de supervisar continuamente las condiciones del aerogenerador, recoge estadísticas de su funcionamiento y controla algunos mecanismos de orientación. También controla un gran número de interruptores, bombas hidráulicas, válvulas y motores dentro de la turbina. Parque Eólico de 20 MVA con evacuación a 132 kV Villalva Quinchimba Marlon 55 En su aplicación como control de orientación, consigue alinear correctamente, y en dirección perpendicular al viento, las palas de la turbina, consiguiendo por tanto una mayor captación del viento sea cual sea su dirección durante las horas de funcionamiento. Además en caso de cualquier de fallo, como un sobrecalentamiento en el multiplicador o en el generador, automáticamente para el aerogenerador y llama al ordenador del operario encargado de la turbina a través de un enlace telefónico mediante módem. 5.1.11.2 El anemómetro y la veleta Tanto el anemómetro como la veleta se encuentran sobre la góndola. Se utilizan para medir la velocidad y la dirección del viento respectivamente. Las señales electrónicas del anemómetro son utilizadas por el controlador electrónico del aerogenerador para conectarlo cundo el viento alcanza aproximadamente los 5 m/s. El ordenador parará la máquina automáticamente si la velocidad del viento excede de 25 m/s, con el fin de proteger la turbina y sus componentes. Las señales de la veleta son utilizadas por el controlador electrónico para girar en contra del viento, utilizando el mecanismo de orientación. 5.1.11.3 Sistema de frenos En cuanto al aprovechamiento de la energía del viento por una turbina, se debe saber que cuando la velocidad del viento es muy fuerte, los sistemas de freno deben activarse para no dañar el equipo. Se desperdiciará la energía cuando la máquina haya superado la necesaria para arrancar y cuando llegue al punto máximo de aprovechamiento para la que fue diseñada, entonces seguirá trabajando a esta velocidad, pero desperdiciará parte de la energía del viento. Así, están generalmente diseñados para rendir al máximo con velocidades que están alrededor de los 15 m/s. 5.1.11.4 Unidad de refrigeración Debido a la influencia no solo de la temperatura externa de la góndola, sino también a la generación de calor que los propios equipos del aerogenerador generan durante su funcionamiento, la unidad de refrigeración se encarga de enfriar el generador. En la mayoría de turbinas la refrigeración se lleva a cabo mediante encapsulamiento del generador en un conducto, utilizando un gran ventilador para la refrigeración por aire, aunque algunos fabricantes usan generadores refrigerados por agua. Los generadores refrigerados por agua pueden ser construidos de forma más compacta, lo que también les proporciona algunas ventajas en cuanto a rendimiento eléctrico se refiere, aunque precisan de un radiador en la góndola para eliminar el calor del sistema de refrigeración por líquido. Por otra parte en caso de tormentas y haya una descarga eléctrica producida por un rayo, las aspas estarán hechas de un material no conductor de la electricidad o tendrán un pararrayos que llevará la electricidad a tierra. Parque Eólico de 20 MVA con evacuación a 132 kV Villalva Quinchimba Marlon 56 5.2 TIPOS DE AEROGENERADORES En la actualidad existe una gran variedad de modelos de aerogeneradores, dependiendo de las características de los mismos estos se pueden clasificar tanto por la potencia proporcionada, como por el número de palas o incluso por la manera de producir energía eléctrica. Así, según la aplicación y situación se pueden distinguir entre varios criterios: 5.2.1 Por la posición del aerogenerador 5.2.1.1 Aerogeneradores de eje vertical Los aerogeneradores de eje vertical (o “VAWT”, Vertical Axis Wind Turbine) son apenas capaces de mejorar la eficiencia de una turbina mediana de tipo hélice. La única turbina de eje vertical que ha sido comercialmente fabricada a todos los volúmenes es la máquina Darrieus. Esta debe su nombre al ingeniero francés Georges Darrieus, quien patentó el diseño en 1931. Normalmente se construye con dos o tres palas y no es imprescindible la construcción de una torre. Requiere vientos mínimos de 4 a 5 m/s. El diferente diseño de Darrieus tenía dos aspas de aluminio, las cuales estaban ensambladas por un tubo metálico por la parte inferior y superior de las aspas. Esto le daba un aspecto de batidora (de ahí otro de sus nombres). Varios modelos de este tipo fueron construidos en los años 80. El rotor Savonius, es más simple, y consiste en un cilindro hueco partido por la mitad, en el cual sus dos mitades han sido desplazadas para convertirlas en una S. Las partes cóncavas de la S captan el viento, mientras que los reversos presentan una menor resistencia al viento, por lo que girarán en el sentido que menos resistencia ofrezcan. Debido a la gran resistencia al aire que ofrece este tipo de rotor, sólo puede ser utilizado a bajas velocidades. El uso para generación de energía eléctrica precisaría de multiplicadores de giro que reducirían el rendimiento. Es por tanto útil para aplicaciones de tipo mecánico, como el bombeo de agua. Dentro del tipo Darrieus se encuentra el Giromill, compuesto normalmente de dos o más palas verticales, unidas al mástil central con soportes horizontales. Combina sobre un mismo eje un rotor Savonius para el arranque y un rotor Darrieus para generar la energía, ya que el Darrieus tiene mejor rendimiento que el Savonius pero arranca mal, y el Savonius se puede poner en funcionamiento con una pequeña brisa. Los aerogeneradores de eje vertical tienen la ventaja de que funcionan con viento de cualquier dirección, y por tanto no necesitan sistemas de orientación adicionales. Otra ventaja que presentan es que, al tener colocado el generador en la base de la torre, las labores de mantenimiento son más fáciles. El inconveniente principal es que son diseños menos eficientes que los de eje horizontal, lo que se traduce en rotores más grandes y pesados para producir la misma energía. Parque Eólico de 20 MVA con evacuación a 132 kV Villalva Quinchimba Marlon 63 6.2.2 Características de los conductores de Baja Tensión Los conductores de BT usados serán de cobre electrolítico recocido, de sección 240 mm2 y 70 mm2, y aislamiento en forma de polietileno reticulado (XLPE), cuyas características físicas, mecánicas, químicas y eléctricas cumplen con la norma vigente UNE 21123-2. Otras características importantes de este cable son su resistencia a la absorción de agua, su resistencia al frío, a los rayos ultravioleta, a los agentes químicos y a las grasas y aceites. Las características de este conductor se han extraído de un catálogo del fabricante PRYSMIAN, que hace referencia a este tipo de cables de baja tensión, y más concretamente, al modelo RETENAX FLAM N. A continuación, se mostraran la descripción y normas comunes y luego las características técnicas de este tipo de cable para las dos secciones escogidas. DESCRIPCIÓN Tipo.......................................................................... RETENAX FLAM N Tensión nominal ...................................................... 0,6/1 kV Aislamiento.............................................................. XLPE Cubierta.................................................................... PVC Temperatura de servicio .......................................... -25 ºC – 90 ºC Temperatura max. servicio permanente................... 90 º C Temperatura max. en cortocircuito.......................... 250 º C NORMAS Norma constructiva.................................................. UNE EN 21123-2 No propagación de la llama..................................... UNE EN 60332-1-2 No propagación del incendio................................... UNE EN 50266-2-4 Reducida emisión de halógenos............................... UNE EN 50267-2-1 PRYSMIAN RETENAX FLAM N RV 0,6/1 kV 4 x 3 x 240 mm2 CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS Sección nominal....................................................... 3 x 240 mm2 Espesor de aislamiento ............................................ 1,7 mm Diámetro sobre aislamiento..................................... 21,8 mm Diámetro exterior..................................................... 53,4 mm Peso total.................................................................. 8590 kg/km Resistencia del conductor a 20 º C........................... 0,0754 Ω/km Intensidad admisible al aire..................................... 468 A Intensidad admisible enterrado................................ 336 A Caída de tensión cos φ =1........................................ 0,17 V/A km Caída de tensión cos φ =0,8..................................... 0,22 V/A km Parque Eólico de 20 MVA con evacuación a 132 kV Villalva Quinchimba Marlon 64 PRYSMIAN RETENAX FLAM N RV 0,6/1 kV 4 x 3 x 70 mm2 CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS Sección nominal....................................................... 3 x 70 mm2 Espesor de aislamiento ............................................ 1,1 mm Diámetro sobre aislamiento..................................... 12 mm Diámetro exterior..................................................... 30,5 mm Peso total.................................................................. 2580 kg/km Resistencia del conductor a 20 º C........................... 0,268 Ω/km Intensidad admisible al aire..................................... 214 A Intensidad admisible enterrado................................ 170 A Caída de tensión cos φ =1........................................ 0,6 V/A km Caída de tensión cos φ =0,8..................................... 0,56 V/A km 6.3 SISTEMA ELÉCTRICO DE MEDIA TENSIÓN (20 KV) La red de media tensión estará formada por los conductores aislados reglamentarios para la tensión nominal de funcionamiento de 20 kV. La red diseñada es de categoría A, según el artículo 2.1 del ITC-LAT 08, por lo tanto el tiempo de desconexión del sistema debe ser inferior a 1 segundo en caso de falta a tierra de cualquier fase, siendo en consecuencia el nivel de aislamiento del cable utilizado de 12/20 kV. Dado que el tendido de Media Tensión que conecta las turbinas eólicas con la Subestación será subterráneo, el tipo de cable a emplear será de tipo Al Voltalene H Compact 12/20 kV, cable idóneo para instalaciones al aire libre, directamente enterrados, bajo tubo, en galerías, etc. Así, los conductores a emplear en MT serán TurboWIND Afumex 12/20 kV y Al Voltalene H Compact 12/20 kV, de secciones 3x25+3x10 mm2 y 240 mm2, respectivamente, de la marca PRYSMIAN y estructura normalizada por Endesa. Estos cables tienen que mantener los criterios de caídas de tensión y pérdidas de potencia. Ningún circuito contará con una pérdida de potencia superior al 2%. Todo conductor podrá soportar la corriente de cortocircuito determinada según cálculos. En general, la red de Media Tensión discurrirá paralela a los caminos y por detrás de las plataformas de montaje de manera que los aerogeneradores queden situados entre el camino y la zanja. De esta manera se evitan los posibles deterioros de los conductores debido al agua y demás partículas sólidas que se recogen por las cunetas además de permitir una ejecución que no presenta interferencia con la de los viales interiores del parque. Esta canalización estará debidamente señalizada tanto en el exterior como en el interior del terreno. Parque Eólico de 20 MVA con evacuación a 132 kV Villalva Quinchimba Marlon 65 6.3.1 Centro de Transformación La generación de energía eléctrica se realiza a una tensión 690 V siendo elevada a 20 kV mediante un transformador elevador situado en la parte trasera de la góndola de cada aerogenerador. Se dispone de un centro de transformación por cada aerogenerador y se encuentra accesible tanto para tareas de mantenimiento como para reparación en caso de mal funcionamiento. Las celdas para protección del transformador y conexión a la red subterránea de media tensión se dispondrán en la base de la torre de la turbina. El centro de transformación para conexión de cada generador eléctrico a la red interior de media tensión del parque eólico consta de los siguientes elementos: • Transformador BT/MT. • Celda de media tensión. • Cableado de conexión de baja y media tensión. • Elementos de protección y material de seguridad. 6.3.1.1 Transformador BT/MT Los transformadores son los encargados de modificar la energía que reciben del aerogenerador a 690 V y 50 Hz, en 20 kV y 50 Hz para poderla enviar a la Subestación. El transformador BT/MT será de aislamiento seco encapsulado y aislado con materiales autoextinguibles. El transformador es de tres devanados, puesto que en baja tensión existe un bobinado de 690 V conectado al estator del generador, y otro de 480 V conectado al convertidor de frecuencia que alimenta al rotor. Poseerá regulación de tensión en vacío mediante puentes en el primario. Estará dotado de protección contra sobrecargas mediante sondas colocadas en el interior de las bobinas de baja tensión y cableadas hasta un bornero exterior, y desde este hasta el armario de control del aerogenerador, donde el sistema de regulación de la máquina dará orden de disparo a la celda de media tensión si la situación lo requiere. El transformador será de aislamiento seco por dos razones principales • La primera de ellas es evitar la instalación de un foso para recogida de aceite, dado además que debe instalarse en una plataforma existente a una altura determinada, con la problemática que ello conllevaría. • La segunda razón es la posibilidad de desmontar el transformador en caso de una posible avería, de modo que la parte dañada pudiera salir por la puerta de acceso al interior. Parque Eólico de 20 MVA con evacuación a 132 kV Villalva Quinchimba Marlon 66 Cada transformador se situará en un cubículo específico en la parte trasera de la góndola y será de suministro conjunto con el aerogenerador. Para protección contra contactos directos, el transformador se encuentra dentro de una malla metálica conectada al conductor de tierra. Además, la apertura de la citada malla para acceso al transformador, se encuentra enclavada con la posición de puesta a tierra del seccionador situado en la posición de protección de la celda de media tensión. Además para una mayor protección los neutros de baja tensión y el chasis del transformador se conectarán al conductor de puesta a tierra. Las características principales del transformador son: Tipo.......................................................................... Trifásico, seco encapsulado Relación de transformación..................................... 6,6 - 34,4 kV / 690 - 480 V Potencia nominal ..................................................... 2100 kVA Frecuencia................................................................ 50 Hz Grupo de conexión................................................... Dyn11 Clase de aislamiento................................................ F Nivel de aislamiento................................................ 24 kV Peso (aprox.)............................................................ < 5000 kg Tensión de cortocircuito.......................................... 4,5 % 6.3.1.2 Celda de media tensión La función que desempeñan estos componentes es vital en el centro de transformación, ya que se encargan de proteger al transformador y aerogenerador en caso de falta, aislándolos del resto de la línea de 20 kV y permiten la adición de energía del aerogenerador a la red de media tensión. Las cabinas elegidas para la protección y mando en media tensión en el interior de los aerogeneradores pertenecen al fabricante MESA (Manufacturas Eléctricas S.A.) y son del tipo DVCAS. Estas cabinas están blindadas con aislamiento y corte en SF6. La ejecución es de tipo modular, con una función asignada a cada uno de los módulos. Cada una de las funciones dispone de su propia envolvente metálica, de modo que toda la aparamenta y el embarrado están contenidos en una cuba de acero inoxidable, hermética y rellena de gas SF6, sin que sea necesaria ninguna reposición de gas a lo largo de la vida prevista del equipo, siendo inmunes los equipos frente a la humedad. La envolvente metálica de cada módulo presenta una rigidez mecánica tal que asegure el perfecto funcionamiento de todas las partes móviles alojadas en el interior así como para protección contra daños mecánicos desde el exterior. Las superficies externas de la carcasa están protegidas contra la corrosión de manera efectiva mediante galvanizado. Estos módulos tienen la ventaja de ocupar menos espacio de instalación permitiendo así su extracción a través de la puerta de la torre del aerogenerador en caso de sustitución, ya que permiten su paso a través de puertas con solo 600 mm de anchura. El mecanismo de operación del interruptor automático es accesible desde el exterior de la cuba de SF6. Los transformadores de tensión son de tipo inductivo, apantallados, enchufables e independientes de la cuba de SF6. Los transformadores de intensidad son de tipo toroidal y están situados también fuera de la cuba de SF6. Parque Eólico de 20 MVA con evacuación a 132 kV Villalva Quinchimba Marlon 67 Las características de las celdas escogidas son: CARACTERÍSTICAS ELÉCTRICAS Y CONSTRUCTIVAS GENERALES Tensión nominal.................................................................. 36 kV Gas aislamiento .................................................................. SF6 Nivel de aislamiento a frecuencia industrial 50 Hz ............ 70 kV Nivel de aislamiento a onda de choque tipo rayo ............... 170 kV Intensidad nominal embarrado principal............................. 630 A Intensidad nominal de corta duración.................................. 20/3 kA/s Intensidad nominal de corte de cortocircuito ...................... 20 kA Intensidad de cortocircuito, valor cresta ............................. 50 kA Resistencia frente a arcos internos IAC AFL...................... 20 kA/1s Grado de protección, compartimento AT............................ IP 67 Grado de protección, compartimento BT y mandos............ IP 3X Presión nominal del gas, relativa a 20 º C .......................... 0,3 bar Temperaturas....................................................................... -25 – 40 ºC Las unidades modulares funcionales a emplear en el parque, según la nomenclatura aportada por MESA son: • OL: Salida de la línea hacia el aerogenerador posterior • 1L: Entrada de línea desde el aerogenerador anterior • 1A: Protección del transformador La designación según la aparamenta y conectividad son: • 1A: Interruptor automático • 1L: Interruptor-seccionador de 3 posiciones • OT: Remonte a barras, con seccionador de p.a.t • OL: Remonte rígido a barras • NE: No extensible • LE: Extensible por la izquierda • RE: Extensible por la derecha • DE: Extensible por ambos lados Entre las unidades funcionales y dependiendo de su conectividad, existen diferentes variantes según la ejecución, a continuación se muestran unas ejecuciones estándar. Parque Eólico de 20 MVA con evacuación a 132 kV Villalva Quinchimba Marlon 68 Los grupos funcionales que recomienda MESA y que se van a emplear en este proyecto son: DVCAS-36 KV NE 1A+0L Este grupo funcional contiene una protección de transformador y una salida de línea. Este modelo va a ser empleado en los aerogeneradores conectados al principio de cada línea subterránea. La entrada de línea desde el o los aerogeneradores anteriores, debe realizarse mediante interruptor-seccionador de tres posiciones (1L), según recomendaciones de MESA, ya que esto facilitaría las labores de explotación y mantenimiento del parque. Representacion del DVCAS-36 kV NE-1A+0L DVCAS-36KV NE 1L+1A+0L Este grupo funcional contiene protección de transformador, salida de línea y entrada de línea. Este modelo se va a emplear en el resto de los aerogeneradores, ya que servirá tanto para conectar aerogeneradores entre sí y dar continuidad a la línea de 20 kV, como para conectar el último aerogenerador de cada circuito con la Subestación. Representacion del DVCAS-36 kV NE-1L+1A+0L Parque Eólico de 20 MVA con evacuación a 132 kV Villalva Quinchimba Marlon 69 Todas las cabinas de media tensión incluyen una serie de funciones de protección: - Protección de fase (Relé de protección VIP-35) - Protección de tierra (Relé de protección VIP-35) - Detección de paso de falta Para la conexión de los cables de media tensión a las celdas se emplean los conectores atornillables en “T” y los pasatapas, que son los encargados de dejar pasar la corriente desde el exterior al interior de la cuba de SF6, manteniendo el aislamiento de los conductores a tierra. 6.3.1.3 Cableado de conexión de Media Tensión. El fabricante elegido es PRYSMIAN y, entre los dos modelos de cable para MT que ofrece, se ha elegido dos modelos el cable TurboWIND Afumex 12/20 kV para la conexión que va desde transformador colocado en la góndola hasta las celdas de protección, y el cable Al Voltalene H Compact 12/20 kV para conectar los aerogeneradores entre sí y para conectar el último aerogenerador de un circuito con la Subestación. Los cables serán unipolares ya que así se facilita el manejo y operación de los mismos a la hora de realizar empalmes, tendidos, etc. La sección de los cables será de 3x25+3x10 mm2 para el cable TurboWIND Afumex y de 3 x 1 x 240 mm2 para el cable Al Voltalene H Compact. El cable que conecta el transformador con las celdas de protección tiene que soportar esfuerzos mecánicos dado que ha de soportar torsiones continuas y su propio peso en muchos tramos. Así, el cable elegido es una solución de máxima calidad ya que cuenta con una elevada resistencia mecánica y reducido peso, y además presenta un contorno triangular y una larga vida útil. Por otro lado el cable que va desde las celdas de protección hasta la Subestación, es un cable constituido por polietileno químicamente reticulado. Dicho aislamiento es un material termoestable que presenta buena rigidez dieléctrica, bajo factor de pérdidas y una excelente resistencia al aislamiento. El cable TurboWIND Afumex 12/20 kV tiene las siguientes características: • Reducción de peso • Cable flexible • No propagación de la llama UNE EN 60332-1-2, IEC 60332-1-2 • No propagación del incendio UNE EN 50266-2-4, IEC 60332-3 • Baja emisión de humos opacos UNE EN 61034-2, IEC 61034-2 • Libre de halógenos UNE EN 50267-2-1, IEC 60754-2 • Muy baja emisión de gases corrosivos UNE EN 50267-2-3, IEC 60754-2 • Resistencia a la absorción de agua • Resistencia al frío • Resistencia a los rayos ultravioleta • Resistencia a los agentes químicos Parque Eólico de 20 MVA con evacuación a 132 kV Villalva Quinchimba Marlon 70 • Resistencia a las grasas y aceites • Resistencia a la abrasión • Resistencia a los golpes • Servicios móviles • Resistencia a los roedores La estructura del cable está formada por los siguientes componentes: CONDUCTOR (1) Metal: Cobre estañado (no estañado si se requiere) Flexibilidad: Flexible clase 5 según UNE EN 60228 (IEC 60228). Temperatura máxima en el conductor: 90 ºC en servicio permanente, 250 ºC en cortocircuito. SEMICONDUCTORA INTERNA (2) Cinta y capa de mezcla semiconductora extruida. AISLAMIENTO (3). Goma EPR (etileno propileno). SEMICONDUCTORA EXTERNA (4) Capa de mezcla semiconductora extruida. CONDUCTOR DE PROTECCIÓN Y DRENAJE (5) Metal: Cobre estañado (no estañado si se requiere) Flexibilidad: Flexible clase 5 según UNE EN 60228 (IEC 60228). CUBIERTA SEMICONDUCTORA (6) Cinta y capa de mezcla semiconductora extruida. CUBIERTA (7) Material: Mezcla Afumex LSOH, libre de halógenos. Color: Rojo. Parque Eólico de 20 MVA con evacuación a 132 kV Villalva Quinchimba Marlon 71 CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS Diámetro aislamiento............................................... 19,1 mm Diámetro exterior..................................................... 53,4 mm Peso aproximado...................................................... 3,2 kg/km Reactancia de fase.................................................... 0,127 Ω/km Capacidad de fase.................................................... 0,202 µF/km Resistencia a 20 º C ................................................. 0,795 Ω/km Int. Máx. al aire a 40 º C.......................................... 110 A Tensión de impulsos................................................ 120 kV Temperatura máxima............................................... 90 º C Temperatura máxima de cortocircuito..................... 250 º C Temperatura mínima de servicio ............................. -40 º C Máxima torsión........................................................ ± 108 º/m Tracción máxima..................................................... 5 dcN/mm2 de Cu El cable Al Voltalene H Compact 12/20 kV está formada por los siguientes componentes: CONDUCTOR (1) Cuerda redonda compacta de hilos de aluminio según UNE EN 60228. SEMICONDUCTORA INTERNA (2) Capa extrusionada de material semiconductor. AISLAMIENTO (3). Polietileno reticulado, (XLPE). SEMICONDUCTORA EXTERNA (4) Capa extrusionada de material semiconductor separable en frío. PANTALLA METÁLICA (5) Cinta de aluminio de 0,2 mm de espesor, corrugada, solapada y aplicada longitudinalmente. PROTECCIÓN LONGITUDINAL CONTRA EL AGUA (6) Cinta hinchante semiconductora. CUBIERTA EXTERIOR (7) Poliolefina termoplástico, Z1 Vemex. (Color rojo) Parque Eólico de 20 MVA con evacuación a 132 kV Villalva Quinchimba Marlon 72 CARACTERÍSTICAS DIMENSIONALES Diámetro aislamiento............................................... 28,2 mm Espesor aislamiento................................................. 4,3 mm Diámetro exterior..................................................... 36 mm Espesor cubierta....................................................... 2 mm Peso aproximado...................................................... 1430 kg/km Radio de curvatura estático (posición final)............ 540 mm Radio de curvatura dinámico (durante tendido) ...... 720 mm Diámetro cuerda....................................................... 17,9 mm Diámetro semiconductor interno ............................. 19,3 mm Diámetro sobre aislamiento..................................... 30,2 mm CARACTERÍSTICAS ELÉCTRICAS Tensión nominal simple, Uo.................................... 12 kV Tensión nominal entre fases, U ............................... 20 kV Tensión máxima entre fases, Um............................. 24 kV Tensión a impulsos, Up ........................................... 125 Kv Temp. Máx. admisible en servicio permanente....... 90 º C Temp. Máx. admisible en régimen de cc................. 250 º C Int. Máx. admisible directamente enterrado ............ 345 A Int. Máx de cc durante 1 s........................................ 22560 A Int. Máx. de cc en la pantalla durante 1 s ................ 2990 A Resistencia a 20 º C ................................................. 0,125 Ω/km Resistencia máx. a 105 º C....................................... 0,161 Ω/km Reactancia inductiva................................................ 0,106 Ω/km Capacidad ................................................................ 0,306 µF/km 6.3.1.4 Condiciones de ejecución del tendido El conductor será presentado en bobinas de madera, y para un adecuado tendido es indispensable la adecuada manipulación de estas bobinas, de forma que no crea daños indeseables al conductor que puedan ocasionar averías en la línea subterránea; para realizar una adecuada manipulación de estas bobinas, será imprescindibles sistemas adecuados de transporte, así como de elevación (evitando hacer rodar las bobinas en largos trechos) y, por supuesto, que permitan una adecuada salida del cable de estas bobinas. Para el tendido, el cable se desenrollará por la parte superior de la bobina, evitando que se produzcan curvaturas demasiado pronunciadas por irregularidades en el tiro. Se evitará el roce del cable con aristas y con el propio terreno, utilizando carretes metálicos para facilitar el recorrido y reducir el esfuerzo. Por ningún concepto se apalancará el cable durante el tendido para forzarlo a ceñirse a las curvas del trayecto. Parque Eólico de 20 MVA con evacuación a 132 kV Villalva Quinchimba Marlon 79 a) La rigidez dieléctrica del aceite es mayor que la del aire a presión atmosférica. b) El arco descompone el aceite, generando hidrógeno, que es un medio refrigerante superior al aire. 2. En SF6 (hexafluoruro de azufre): es el reemplazo del interruptor en aceite, desde hace unos años. El SF6 se manda a una presión de 2 o 3 kg/cm2 sobre el arco, generalmente a lo largo del eje del arco, para adelgazarlo y luego apagarlo. Este tipo de disyuntor es totalmente hermético para mantener la presión, no es tóxico, ocupa poco espacio (ideal en subestaciones compactas) y además no es ruidoso. 3. De soplo de aire: tiene un funcionamiento similar al de SF6. Se manda aire comprimido a 15 kg/cm2 de presión sobre el arco, generalmente a lo largo del eje del arco, para adelgazarlo y luego apagarlo. Como la presión es elevada necesita mayores precauciones para evitar escapes de aire. 4. En vacío: están limitados a la tensión de 30 kV. . Los contactos se separan en una cámara donde se ha hecho el vacío. De esta manera, se trata de evitar el nacimiento del arco (no hay gas que se ionice). Aunque esto no se logra totalmente, se disminuye mucho la duración del arco, la energía producida por el arco y la distancia a la que tienen que separarse los contactos. Disyuntores elegidos: • Disyuntor 20 kV (incluido en la celda de M.T.): Incorpora en su interior un embarrado superior de cobre, y una derivación con un interruptor automático de corte y un seccionador de tres posiciones en serie con él. La puesta a tierra de los cables de acometida se realizará a través del interruptor automático. Tensión asignada ................................................................ 24 kV Intensidad cortocircuito, 3 seg............................................. 31.5 kA Intensidad cortocircuito, valor cresta ................................. 63 kA Intensidad de arco interno 0,5 seg ...................................... 25 kA • Disyuntor 132 kV Los tres polos del interruptor LTB D se puede montar en soportes individuales o en un soporte común. El resorte de apertura está conectado a un extremo de la barra de tracción y el mecanismo de operación al otro extremo. Cada polo del interruptor constituye una unidad sellada, que incluye la unidad de interrupción, el puesto de porcelana aislante y la caja del mecanismo. Dado que la capacidad de interrupción depende de la densidad del gas SF6, el interruptor LTB D cuenta con un monitor de densidad de gas común para los tres polos. El monitor de densidad consiste en un interruptor de presión con compensación de temperatura . Parque Eólico de 20 MVA con evacuación a 132 kV Villalva Quinchimba Marlon 80 Características eléctricas Referencia............................................................................ LTB D (ABB) Tensión nominal ................................................................. 145 kV Intensidad nominal de servicio............................................ 3150 A Intensidad nominal de cortocircuito ................................... 40 kA Intensidad de cierre (valor cresta) ...................................... 100 kA Duración de cortocircuito ................................................... 3 sg Tiempo de cierre.................................................................. 40 ms Tiempo de apertura.............................................................. 20 ms Tiempo de corte .................................................................. 40 ms Tiempo muerto ................................................................... 300 ms Tensión de ensayo a frecuencia industrial: 1 min seco............................................................................ 275 kV 1 min mojado....................................................................... 275 kV Tensión de ensayo a impulso tipo rayo .............................. 650 kA 6.4.2.2 Aparamenta de protección y medida 6.4.2.2.1 Autoválvulas Las autoválvulas o pararrayos son dispositivos destinados a absorber las sobretensiones producidas por descargas atmosféricas, por maniobras o por otras causas que, en otro caso, se descargarían sobre aisladores o perforando el aislamiento, ocasionando interrupciones en el sistema eléctrico y, en muchos casos, desperfectos en los generadores, transformadores, etc. Existen dos tipos de autoválvulas: Autoválvulas de carburo de silicio: utilizan válvulas de resistencias no lineales de carburo de silicio en serie con una estructura de explosores, a través de los cuales se descargan las sobretensiones y en los que se limitan y se cortan la corriente subsiguiente. La misión de los explosores es, pues, la de disminuir la tensión aplicada a las resistencias de carburo de silicio, impedir el paso de corrientes de fuga a valores de tensión de servicio y cortar el paso de la corriente subsiguiente que se produce de una descarga. Autoválvulas de óxidos metálicos: disponen de unos elementos valvulares extremadamente no lineales. Cuando se presenta una sobretensión y la corriente que circula por la autoválvula aumenta, la resistencia de las válvulas disminuye drásticamente, por lo que se absorben perfectamente la corriente de descarga sin que aumente la tensión entre bornes del pararrayos. Cuando la corriente de descarga disminuye hasta los valores de corriente subsiguiente, las resistencias de óxidos metálicos aumentan su valor, volviendo a conducir a tierra unos poco miliamperios, por lo que se puede decir en ese momento que la sobretensión se ha extinguido. Parque Eólico de 20 MVA con evacuación a 132 kV Villalva Quinchimba Marlon 81 Autoválvulas elegidas: Las autoválvulas escogidas son de oxido metálico tipo ZS de la marca INAEL, las cuales han sido diseñadas para su utilización en grandes subestaciones o en áreas donde la protección es lo primordial y se requiera una gran capacidad, tanto para soportar altos valores energéticos, como para evacuar las altas presiones que puedan producirse. Como su tensión se encuentra entre en 3 y 240 kV, tienen una tapa superior metálica. Las características que definen una autoválvula son: • Tensión nominal: es el valor máximo de la tensión en condiciones normales de explotación, a frecuencia industrial admisible entre los bornes del pararrayos. • Corriente de descarga: onda de corriente evacuada por el pararrayos después de un cebado. • Corriente subsiguiente: es la corriente suministrada por la red y evacuada por la autoválvula después del paso de la corriente de descarga. • Tensión residual: tensión que aparece entre los bornes de un pararrayos durante el paso de la corriente de descarga. • Tensión de cebado a frecuencia industrial: es el valor eficaz de la mínima tensión a frecuencia industrial que, aplicada entre bornes del pararrayos, provoca el cebado de todos los explosores serie. • Tensión de cebado a la onda de choque: es el valor de cresta de la máxima tensión que es alcanzada antes del paso de la corriente de descarga. • Nivel de protección a las ondas de choque: es fijado numéricamente por el valor máximo de: la tensión de cebado sobre frente de onda dividido por 1,15, la tensión de cebado con onda de ensayo tipo rayo 1,2/50 y la tensión residual para una intensidad de descarga dada. • Autoválvula 20 kV Características eléctricas Referencia............................................................................................... 8110D0001J021 Tensión nominal ..................................................................................... 20 kV Tensión máxima ..................................................................................... 24 kV Tensión asignada (Ur) ............................................................................ 21 kV Tensión continua (Uc) ............................................................................ 17 kV Peso neto................................................................................................. 517 kg Equivalente al frente de onda ................................................................. 51,5 kV Máxima sobretensión de maniobra......................................................... 39,6 kV Tensión residual máxima (cresta), a corriente de 8/20 µs de 10 kA ...... 51 kV Capacidad para evacuar presión ............................................................. 80 kA Parque Eólico de 20 MVA con evacuación a 132 kV Villalva Quinchimba Marlon 82 • Autoválvula 132 kV Características eléctricas Referencia............................................................................................... 8110D0001J120 Tensión nominal ..................................................................................... 132 kV Tensión máxima ..................................................................................... 145 kV Tensión asignada (Ur) ............................................................................ 120 kV Tensión continua (Uc) ............................................................................ 98 kV Peso neto................................................................................................. 1392 kg Equivalente al frente de onda ................................................................. 273 kV Máxima sobretensión de maniobra......................................................... 224 kV Tensión residual máxima (cresta), a corriente de 8/20 µs de 10 kA ...... 271 kV Capacidad para evacuar presión ............................................................. 80 kA 6.4.2.2.2 Transformadores de medida y protección Los transformadores de medida y protección están destinados a alimentar instrumentos como contadores, relés y otros aparatos análogos. De esta manera, se evita la conexión directa entre los instrumentos y los circuitos de alta tensión, que sería peligroso para los operarios y requeriría cuadros de instrumentos con aislamiento especial. Se consigue además una separación galvánica de los elementos pertenecientes a los cuadros de mando, medida y protección con las consiguientes ventajas en cuanto a seguridad de las personas y del equipo se refiere. Hay dos clases de transformadores de medida y protección: Transformadores de tensión: la tensión secundaria en condiciones nominales es prácticamente proporcional a la tensión primaria y desfasada con relación a la misma un ángulo próximo a cero, para un sentido apropiado de las conexiones. Transformadores de intensidad: la intensidad secundaria en condiciones nominales es prácticamente proporcional a la intensidad primaria y desfasada con relación a la misma un ángulo próximo a cero, para un sentido apropiado de las conexiones. TRANSFORMADOR DE TENSIÓN El primario de un transformador de tensión, se conecta a los bornes, entre los cuales se desea medir la tensión y el secundario se conecta a los circuitos de tensión de uno o varios aparatos de medida conectados en paralelo. Se fabrican normalmente con núcleo rectangular y los secundarios (si hay más de uno) se bobinan sobre el mismo núcleo. No existe por lo tanto independencia entre ellos, a diferencia de lo que ocurre en los transformadores de intensidad, y la carga de un secundario influye en la precisión del otro. Los transformadores de tensión son los que más se parecen a los transformadores de potencia, y pueden estar destinados a medir la tensión entre fases o entre fase y tierra. Parque Eólico de 20 MVA con evacuación a 132 kV Villalva Quinchimba Marlon 83 Transformadores de tensión elegidos: • Transformador de tensión 20 kV (incluido en la celda de M.T.): Características eléctricas Fabricante ............................................................................................... RITZ Tipo......................................................................................................... VES 24 Um.......................................................................................................... 24 kV Tensión de ensayo .................................................................................. 50/50/125 kV Tensión primaria asignada (Upn) ........................................................... 20000/√3 V Tensión secundaria asignada (Usn) ........................................................ 110/√3 V Tensión secundaria asignada del arrollamiento (s) de pta a tierra.......... 110/√3 V Potencia nominal en clase de precisión (IEC) 0,5.................................. 50 VA Intensidad límite térmica secundaria ...................................................... 6 A Intensidad límite térmica con 1,9xUn/8h ............................................... 6 A Frecuencia nominal................................................................................. 50 Hz Peso......................................................................................................... 27 kg • Transformador de tensión 132 kV (ABB) Características eléctricas Tipo......................................................................................................... EMF Máxima tensión de la red........................................................................ 145 kV Prueba de tensión de c.a 1 minuto humedo/seco.................................... 275/275 kV Impulso de descarga 1,2/50 µs ................................................................650 kV Tensión de prueba RIV............................................................................ 92 kV Nivel RIV máximo ................................................................................. 2500 µV Factor tensión ......................................................................................... 1,5 ó 1,9 Peso neto incluido aceite ........................................................................ 570 kg Aceite...................................................................................................... 80 kg Distancia de fuga .................................................................................... 3625 mm Distancia de contorneo ........................................................................... 1200 mm Distancia de fuga protegida .................................................................... 1400 mm TRANSFORMADOR DE INTENSIDAD El primario de un transformador de intensidad consta de una o varias espiras, que se conectan en serie, con el circuito cuya intensidad se desea medir. El secundario alimenta los circuitos de intensidad de uno o varios aparatos de medida, conectados en serie. El arrollamiento primario puede tener una, dos o cuatro secciones, permitiendo una, dos o tres intensidades primarias nominales, mediante el adecuado acoplamiento de las mismas. No existe influencia de un secundario sobre el otro, ya que puede haber uno o varios arrollamientos secundarios, bobinados cada uno sobre su circuito magnético. Parque Eólico de 20 MVA con evacuación a 132 kV Villalva Quinchimba Marlon 84 Transformadores de intensidad elegidos: • Transformador de intensidad 20 kV (incluido en la celda de M.T.): Características eléctricas Fabricante ............................................................................................... RITZ Tipo......................................................................................................... ASS 24 Um.......................................................................................................... 24 kV Tensión de ensayo .................................................................................. 50/125 kV Intensidad primaria asignada (Ipn) ......................................................... < 2500 A Intensidad secundaria asignada (Isn)...................................................... 1/5 A Intensidad térmica de corta duración asignada (Ith)...............................máx 100 kA Valor de cresta de la intensidad admisible ............................................. 2,5x Ith Frecuencia nominal................................................................................. 50/60 Hz Peso......................................................................................................... 28 kg • Transformador de intensidad 132 kV (ABB) Características eléctricas Tipo......................................................................................................... tanque IMB Máxima tensión de la red (Um).............................................................. 145 kV Prueba de tensión de c.a 1 minuto humedo/seco.................................... 275/275 kV Impulso de descarga 1,2/50 μs ............................................................... 650 kV Tensión de pruebaa RIV......................................................................... 92 kV Nivel RIV máximo ................................................................................. 2500 μV Número de espiras .................................................................................. 2 Corriente nominal ................................................................................... 1200 A Corriente con refrigerador ...................................................................... 1500 A Máxima corriente de c.c 1 sg.................................................................. 40 kA Máxima corriente de c.c 3 sg.................................................................. 40 kA Máxima corriente dinámica .................................................................... 100 kA 6.4.2.3 Relés Los relés de protección son derivados de los relés de medición, los cuales por su funcionamiento rápido y automático, hacen posible la agrupación. La tarea de los relés de protección es coordinar los distintos dispositivos de protección y maniobra para conseguir esa selectividad de las protecciones a la hora de actuar. Los relés de protección deben responder a diversas exigencias: • Consumo propio reducido. • Sensibilidad. • Capacidad de soportar cortocircuitos sin deformarse. • Exactitud de los valores de funcionamiento. • Indicación de los valores de funcionamiento mediante señales ópticas. • Posibilidad de transmisión de los valores medidos para la indicación a distancia. Parque Eólico de 20 MVA con evacuación a 132 kV Villalva Quinchimba Marlon 85 El funcionamiento general de los relés de protección es tal que, al sobrepasar o descender por debajo de un valor de la magnitud de acción que ellos vigilan, hace dispararse al interruptor de potencia. Según su funcionamiento los relés de protección pueden ser de: • Sobreintensidad. • Mínima y máxima tensión. • Vigilancia de contactos a tierra. • Diferenciales. • Distancia. A continuación, se detalla algunos relés con sus correspondientes números identificativos. • Relé de minima tensión (27): actúa cuando la tensión disminuye a un valor que pudiera ser peligroso para los receptores y que persiste durante cierto tiempo. • Relé térmico para máquina, aparato o transformadores (49): funciona cuando la temperatura de una máquina, aparato o transformador excede de un valor fijado. • Relé instantáneo de sobreintensidad (50): funciona instantáneamente con un valor excesivo de la intensidad o con un valor excesivo de velocidad de aumento de intensidad. • Relé de sobreintensidad de tiempo de c.a (51): tiene una característica de tiempo inversa o definida, que funciona cuando la intensidad de un circuito de c.a sobrepasa un valor dado. • Relé de sobretensión (59): tiene la misión de evitar la elevación de la tensión a valores superiores al máximo previsible. • Relé de presión de gas, líquido o vacío (63): también llamado relé de buccholz, funciona con un valor dado de presión del líquido o gas, para un determinada velocidad de variación de la presión. • Relé de selección o transferencia del control automático (83): funciona para elegir automáticamente entre ciertas fuentes de alimentación o condiciones en un equipo, efectúa automáticamente una operación de transferencia. Relés elegidos: Relés utilizados en las dos líneas de salida de 132 kV: 27 - Relé de subtensión 50/51 - Relé de sobreintensidad 59 - Relé de sobretensión Relés utilizados en la unión de barras del embarrado 132 kV: 27 - Relé de subtensión 50/51 - Relé de sobreintensidad 59 - Relé de sobretensión Parque Eólico de 20 MVA con evacuación a 132 kV Villalva Quinchimba Marlon 86 Relés utilizados en las líneas de los transformadores: 59 - Relé de sobretensión 27 - Relé de subtensión 50/51 - Relé de sobreintensidad 87 - Relé diferencial 49 - Protección térmica 63 - Relé Bouchholz Relés utilizados en las entradas de 20 kV: 59 - Relé de sobretensión 27 - Relé de subtensión 50/51 - Relé de sobreintensidad Relés utilizados para la protección de las baterías de condensadores: 59 - Relé de sobretensión 27 - Relé de subtensión 50/51 - Relé de sobreintensidad 6.4.2.4 Celdas de potencia Estas celdas estarán colocadas en una zona interior, protegidas de agentes externos. Las celdas de potencia elegidas serán del fabricante MESA y del tipo CGBS 1. Las celdas blindadas con aislamiento en gas SF6 tipo CGBS, han sido diseñadas para su instalación en subestaciones de compañías eléctricas e industria. La utilización del gas SF6 como medio de aislamiento confiere a estos equipos las siguientes ventajas: • Menos espacio de instalación • Protección frente a la contaminación, polvo, insectos, contactos accidentanles, etc. • Elevado grado de disponibilidad Otras características particulares de este tipo de celdas son: • Baja presión de trabajo (0,3 bares de presión relativa), lo que implica máxima fiabilidad y disponibilidad. • Alto grado de compartimentación para evitar la propagación y extensión de la avería, en caso de accidente. • Posibilidad de ampliación o modificación de un juego de barras, manteniendo en servicio el segundo juego de barras. • Fácil y cómoda sustitución de cualquier componente. • Posibilidad de ampliación de celdas sin corte de suministro. • Práctica ausencia de mantenimiento derivada del total blindaje de los componentes. • Envolventes metálicas de acero inoxidable. Parque Eólico de 20 MVA con evacuación a 132 kV Villalva Quinchimba Marlon 87 • Posibilidad de instalación contra la pared (separación de 200 ó 300 mm para eventual salida de gases). • Los mecanismos de accionamiento pueden ser eléctricos o manuales. Características eléctricas y mecánicas. Tensión nominal .........................................................................24 kV Tensión de ensayo a frecuencia industrial 50 Hz .......................50 kV Tensión de ensayo a onda de choque tipo rayo ..........................125 kV Gas aislamiento ..........................................................................SF6 Presión nominal del gas, relativa a 20 º C ..................................0,3 bar Presión de operación relativa media del sist. de operación ........1,1 bar Intensidad nominal de barras......................................................1600 A Intensidad nominal derivaciones ................................................630 A Resistencia a corrientes de corta duración, 1 sg .........................31.5 kA Resistencia a corrientes de corta duración, valor cresta .............80 kA Resistencia arcos internos, 0,5 sg ...............................................25 kA Grado de protección componentes de alta tensión ..................... IP65 Grado de protección cubículo de baja tensión............................ IP30 Valor máximo de temperatura ....................................................40 ºC Valor medio de temperatura máximo en 24 horas......................35 ºC Valor mínimo de temperatura ...................................................... -5º C Dimensiones Alto .............................................................................................2400 mm Largo...........................................................................................600 mm Fondo..........................................................................................1450 mm Peso aproximado por celda.........................................................800 kg Normas .......................................................................................CEI-298/694/517/529/56 Cuenta con una amplia gama de unidades funcionales modulares combinables como: • Interruptor automático • Interruptor seccionador • Seccionador • Interruptor seccionador con fusibles • Medida • Acoplamiento Parque Eólico de 20 MVA con evacuación a 132 kV Villalva Quinchimba Marlon 88 Estructura 6.4.2.5 Conductor de alta tensión Un conductor eléctrico es aquel material, que ofrece poca resistencia al paso de la corriente. Este puede ser de alambre, es decir, un solo hilo o un cable formado por varios hilos o alambres retorcidos entre sí. Para el transporte de energía eléctrica, así como para cualquier instalación de uso doméstico o industrial, los mejores conductores son el oro y la plata, pero debido a su elevado precio, los materiales empleados habitualmente son el cobre, o el aluminio; metal que si bien tiene una conductividad eléctrica del orden del 60% inferior es, sin embargo, un material tres veces más ligero, por lo que su empleo está más indicado en líneas aéreas de transmisión de energía eléctrica en las redes de alta tensión. Para la selección de un conductor se debe tener en cuenta las siguientes consideraciones: • Consideraciones eléctricas: tamaño (capacidad de corriente), tipo y espesor de la aislación, nivel de tensión (baja, media o alta), capacidad dieléctrica, resistencia de aislación, factor de potencia. • Consideraciones térmicas: compatibilidad con el ambiente, dilatación de la aislación, resistencia térmica. • Consideraciones mecánicas: flexibilidad, tipo de chaqueta exterior, armado, resistencia impacto, abrasión, contaminación. • Consideraciones químicas: aceites, llamas, ozono, luz solar, ácidos. Parque Eólico de 20 MVA con evacuación a 132 kV Villalva Quinchimba Marlon 95 6.4.2.7.4 Cuadro de fuerza y alumbrado A este cuadro llegarán diferentes circuitos provenientes tanto del armario de servicios auxiliares como de los servicios en corriente continua de los que dispone la subestación. Dichos circuitos están diferenciados y protegidos mediante los magnetotérmicos adecuados a las necesidades. Provenientes del armario de servicios auxiliares distinguiremos: • Fuerza interior de edificio de continua: Se dispondrá de una red de tomas de fuerza en el interior del edificio de continua para la conexión de herramientas, ventiladores o cualquier otra necesidad. • Alumbrado interior del edificio de continua: El alumbrado interior del edificio de continua estará convenientemente planificado para satisfacer todas las necesidades. • Fuerza interior trifásica del edificio de continua: Se dispondrán de tomas trifásicas en el interior para conectar dispositivos que requieran de alimentación trifásica. • Alumbrado exterior del edificio de continua: El alumbrado exterior estará previsto para iluminar los pórticos y el exterior del parque. • Alumbrado emergencia interior del edificio de continua: El edificio dispondrá de puntos de luz suficientes para permitir el acceso a cualquier punto. • Alumbrado emergencia exterior del edificio de continua: Funcionará de la misma forma que el interior. Provenientes del equipo de corriente continua distinguiremos: • Alumbrado de socorro: En caso de que no haya suministro eléctrico, existirá el alumbrado de socorro que está alimentado en corriente continua. 6.4.2.7.5 Armario de Corriente Continua En este armario estarán ubicados los dos cargadores-rectificadores de baterías que darán suministro eléctrico en corriente continua. Con el fin de permitir el crecimiento de la instalación, se elige un modulo de alimentación capaz de suministrar permanente una intensidad de 7 A durante el tiempo de emergencia. La alimentación tendrá las siguientes características: Tensión Tensión nominal Un: 125 V Tensión máxima: 1,1 Un = 137,5 V Tensión mínima: 0,85 Un = 106,25 V Batería 92 elementos de placas de Ni-Cd abiertos Tensión de carga por elemento 1,495 V Tensión de descarga por elemento 1,15 V Parque Eólico de 20 MVA con evacuación a 132 kV Villalva Quinchimba Marlon 96 Capacidad nominal, en régimen de 5 h: 100 Ah Rectificador Alimentación: 3 x 400; 50 Hz Intensidad nominal a la salida: 30 A Tensión de carga en flotación: 1,4 x 92 =128,8 V Tensión de carga rápida: 1,495 x 92 = 137,5 V Sistema de fuente conmutada, peso y volumen reducidos 6.4.2.8 Batería de condensadores La finalidad de la batería de condensadores es compensar la energía reactiva demandada por la carga. También reduce las perdidas de la red y aumenta la tensión en el punto de instalación. Las baterías de condensadores son indispensables para una correcta gestión técnica y económica del sistema eléctrico optimizando su explotación. Sus ventajas técnicas son: • Ayudan al control de la tensión a lo largo del sistema de transporte y distribución • Descargan tanto las líneas como los transformadores • Reducen el nivel de pérdidas a lo largo de todo el sistema Sus ventajas económicas son: • Reducen el coste de la energía mediante la disminución de energía reactiva consumida • Reduce el coste oculto que representan las pérdidas en líneas de transporte y distribución • Permite una mejor optimización de las instalaciones Existen diferentes tipos de configuraciones de baterías en MT. Estos dependen del tipo de condensador utilizado, y sobretodo de los parámetros eléctricos de la instalación. • Baterías con condensadores trifásicos Estos equipos son muy útiles para instalaciones industriales, dado que son capaces de alojar pequeñas y medianas potencias en unas dimensiones reducidas. La tensión de servicio máxima es de 11 kV y la potencia máxima de 1,4 MVAR. Las aplicaciones más habituales son: • Compensación de motores • Compensación de transformadores • Baterías automáticas Parque Eólico de 20 MVA con evacuación a 132 kV Villalva Quinchimba Marlon 97 • Baterías con condensadores monofásicos conectados en doble estrella Es la configuración más utilizada en medianas y grandes potencias. La doble estrella está formada por dos estrellas unidas por un neutro común. En el neutro se conecta un transformador de corriente para la detección de corrientes de defecto de condensadores. Normalmente esta configuración se utiliza en: • Redes con tensiones de servicio mayores de 11 kV • Redes con tensiones menores de 11 kV y potencias mayores de 1,6 MVAR • Batería con condensadores monofásicos conectados en estrella La aplicación de esta configuración queda únicamente reservada a pequeñas potencias de batería, que por nivel de tensión de trabajo, no pueden ser resueltas con condensadores trifásicos. Parque Eólico de 20 MVA con evacuación a 132 kV Villalva Quinchimba Marlon 98 Batería de condensadores elegidas: Batería de condensadores monofásicos conectados en doble estrella (CIRCUTOR) Tipo...................................................................................... Cabina Serie..................................................................................... CIRKAP-C Forma de compensación ...................................................... Fija Tipo CIRKAP-C.................................................................. CMF24 GP Grado de protección............................................................. IP 23 Nivel de aislamiento ............................................................ 24 kV Configuración condensadores ............................................. monofásicos doble estrella Condensadores monofásicos Número condensadores........................................................ 12 Tipo...................................................................................... CHV-M 600 / 12,1 Potencia Reactiva ................................................................ 60 kVAr Peso...................................................................................... 81 kg Dimensiones ........................................................................ 350 x 175 x 1215 mm Parque Eólico de 20 MVA con evacuación a 132 kV Villalva Quinchimba Marlon 99 6.4.2.9 Transformador MT/AT El transformador es el elemento fundamental de la Subestación, puesto que es el encargado de elevar la tensión proveniente de los dos circuitos provenientes del Parque Eólico hasta la tensión de 132 kV, para su posterior evacuación a las líneas de transporte. En esta Subestación utilizaremos un transformador de 30 MVA, para asegurar la continuidad de la Subestación en el caso de que se quiera aumentar la potencia del Parque Eólico. Este transformador estará ubicado a la intemperie y tendrá aislamiento de aceite. Según las normas de la compañía ERZ-ENDESA, el neutro de 132 kV debe estar puesto a tierra, y el neutro de 20 kV debe estar aislado. Características generales: Potencia.................................................................... 30 MVA Tensión nominal primaria........................................ 20 kV Tensión nominal secundaria.................................... 132 kV Frecuencia................................................................ 50 Hz Tensión de cortocircuito (Ucc)................................ 12 % Regulació................................................................. ± 8 x 1 % Nivel de ruido.......................................................... 65 db Potencia ONAN....................................................... 30 MVA Potencia ONAF........................................................ 32 MVA Variación de tensión ................................................ ± 8 % Variación de frecuencia........................................... ± 1 % Grupo de conexión .................................................. Dyn 11 Peso líquido aislante................................................ 16000 kg Peso total.................................................................. 64000 kg Transformador ABB 30MVA Parque Eólico de 20 MVA con evacuación a 132 kV Villalva Quinchimba Marlon 100 7. RED DE PUESTA A TIERRA El sistema de puesta a tierra debe estar hecho de tal manera que, cualquier punto accesible del interior o exterior de la instalación donde las personas puedan circular o permanecer, éstas queden sometidas como máximo a las tensiones de paso y contacto, durante cualquier defecto eléctrico que se pueda producir. Para conseguir esta protección se debe unir a masa terrestre todos los puntos de la instalación eléctrica, a través de una conexión de baja resistencia, sin fusible ni protección alguna. 7.1 RED DE PUESTA A TIERRA DE LOS AEROGENERADORES En la cimentación de cada aerogenerador se realiza una red de tierras a la que se conecta la armadura de la zapata, de manera que cumpliendo las especificaciones del fabricante del aerogenerador se obtenga una resistencia de puesta a tierra igual o inferior a 10 ohmios, limitando las tensiones de defecto a tierra que puedan producirse en la instalación. En todo caso, para valores ligeramente superiores se tomarán las medidas oportunas para rebajar este valor. De este modo, se instalará una única red de puesta a tierra para todo el conjunto del aerogenerador, tanto para las masas metálicas, como para la puesta a tierra de los neutros de generador y transformador. Además, se colocarán 8 picas de cobre de 2 m de longitud y 14,6 mm de diámetro por cada aerogenerador del parque eólico, unidas mediante soldadura aluminotérmica a la ferralla de la cimentación. La malla general de puesta a tierra del parque eólico se realizará con cable de cobre desnudo de 50 mm2 de sección, y enlazará los sistemas de puesta a tierra de los centros de transformación de cada aerogenerador, de forma que toda la infraestructura eléctrica forme un conjunto equipotencial. El conductor de la red de tierra irá enterrado acompañando a los cables de potencia de la red de Media Tensión en la misma zanja. Una vez realizada la cimentación de la zapata del aerogenerador y cubierta por una capa de tierra, se instalará un anillo exterior de 9 m de diámetro, con conductor de 50 mm2 soldado a cada una de las picas anteriormente mencionadas que estarán colocadas en cuatro cuadrantes diametralmente opuestos. A dos lados opuestos de la cimentación se instalarán dos picas de acero cobreado de 2 m de longitud y 14,6 mm de diámetro. Estas picas se conectarán mediante dos rabillos de cable de cobre de 50 mm2 de sección con el anillo antes mencionado, mediante soldadura aluminotérmica. En el interior de la torre se instalarán dos terminales de toma de tierra, consistentes en dos pletinas de cobre de 200 mm de longitud, situadas una de ellas al lado del cuadro de control y la otra al lado de la celda de media tensión. Todas las conexiones de los elementos de la torre, equipos, etc., se realizarán sobre estos terminales de toma de tierra mediante cable de cobre desnudo de 50 mm2, solidarios con la torre y situados en la base de la misma. Los pequeños angulares necesarios para la sujeción de las pletinas serán instalados por el fabricante de las torres. Parque Eólico de 20 MVA con evacuación a 132 kV Villalva Quinchimba Marlon 101 Las pantallas de los cables unipolares se conectarán a tierra en ambos extremos de cada tramo, uniéndolas a la pletina de cobre situada en la celda de media tensión. De esta forma, en el caso de un defecto a masa lejano, se evitará la transmisión de sobretensiones peligrosas. Los elementos del aerogenerador a conectar en la instalación de puesta a tierra son: • Cables que bajan por la torre conectando las masas del generador y del bastidor así como los cables de tierra del armario de BT situado en la góndola. • Cable de tierra del armario eléctrico de BT situado en la base del aerogenerador. • Cable de tierra de las celdas de MT situadas en la base del aerogenerador. • Neutro del lado de 690 V en el transformador BT/MT • Cuatro puntos en la base de la torre, unidos a través del anillo interior. • Conexión a tierra de las autoválvulas descargadoras situadas en la entrada de tensión de MT, si es que hubiera. • Cualquier parte metálica en el interior de la torre del aerogenerador que pueda adquirir un nivel de tensión peligroso respecto a la propia torre. • La arqueta de conexión de cables de MT en el caso de disponer de partes metálicas. Se realizarán mediciones de tensiones de paso y contacto en los accesos a cada torre para comprobar que se encuentran por debajo de las admisibles en cada caso, teniendo en cuenta lo prescrito en la ITC MIE-RAT 13 del Reglamento sobre Centrales Eléctricas, Subestaciones y Centros de Transformación. En caso de no cumplirse con alguno de los valores, se estudiarán las mejoras de tierra necesarias. 7.2 RED DE PUESTA A TIERRA DE LA SUBESTACIÓN Para realizar la red de tierras, se enterrará una malla básica de electrodos de cobre desnudo de sección mínima 95 mm2, paralelos en dirección longitudinal y transversal al recinto, formando retículas prácticamente uniformes en contacto con el terreno natural, colocadas a 80 cm por debajo de nivel de terreno explanado de la plataforma, para permitir el control de los gradientes superficiales y garantizar que las tensiones de paso y contacto permanecerán en los límites marcados por la MIE RAT 13. Se deberán tener en cuenta las prescripciones siguientes: • Todas las conexiones de malla a cruces y derivaciones deberán ser realizadas mediante soldadura aluminotérmica. • Las puestas a tierra de aparatos y estructuras se realizarán sacando un bucle de la malla de tierra con lo que las conexiones a la malla serán siempre dobles. Las conexiones en bucle se realizarán mediante una pieza especial en bronce con salida para varilla/cable, efectuándose la conexión a pie de estructura, soporte o aparato. Parque Eólico de 20 MVA con evacuación a 132 kV Villalva Quinchimba Marlon 102 Para la puesta a tierra de los aparatos montados sobre soportes se partirá de dicha pieza especial para bucle, con varilla/cable de cobre, montada sobre portavarillas o grapa fijados al soporte, efectuando la conexión mediante terminales con tornillería inoxidable. La red de tierras aéreas, se diseñará y ejecutará de tal manera que esté protegida toda la subestación contra sobretensiones de origen atmosférico. Una vez esté la instalación terminada, se medirán las tensiones de paso, contacto y la resistencia máxima de la red para confirmar que dichos valores están de acuerdo a las normas mencionadas, emitiéndose el correspondiente informe. 8. OBRA CIVIL AEROGENERADORES A continuación se describen brevemente las obras a ejecutar para resolver el acceso a los aerogeneradores tanto para fase de construcción y puesta en marcha como para su mantenimiento y posterior desmantelamiento. 8.1 CAMINO DE ACCESO 8.1.1 Composición de viales El máximo peso soportado por los mismos corresponde a la grúa de 500 tn. Dispone de 8 ejes, con lo que el reparto de toneladas por eje da una presión de 40 kgs/cm2, que es lo que debe ser capaz de aguantar el vial. Si bien el peso de la grúa es a priori el elemento más desfavorable para dimensionar el vial, la experiencia indica que el mayor deterioro del mismo sucede por el continuo paso de los camiones cargados con los diferentes elementos de la máquina, sobre todo en el transporte de la nacelle, cuyo peso total junto con el equipo de transporte es de casi 100 toneladas. El relleno a emplear dependerá del terreno que se encuentre en cada caso. Por ello, será necesario un estudio geológico en cada uno de los parques. A continuación, se da una composición genérica que podrá estar expuesta a variaciones en función del resultado obtenido en el estudio geológico. • Material seleccionado + 40 cm zahorra artificial En principio bastará con limpiar las primeras capas del suelo “blando” hasta llegar a una capa de material compacto. Una vez llegado a este punto deberá acondicionarse con zahorra artificial. Si el terreno es muy blando y no se puede llegar a encontrar suelo compacto, deberá rellenarse con 40 o 50 cm de balasto bien compactado más zahorra artificial. La zahorra artificial es una mezcla de áridos, total o parcialmente machacados, en la que la granulometría del conjunto de los elementos que la componen es de tipo continuo. La compactación de este material deberá hacerse por diferentes capas y siempre con agua. En caso de tener dificultades para obtener este material seleccionado, otra posibilidad podrá ser: 30 cm balasto (1 tongada, 1 compactación) + 30 cm todo uno (1 tongada, 1 compactación). Parque Eólico de 20 MVA con evacuación a 132 kV Villalva Quinchimba Marlon 103 8.1.2 Anchura de viales La anchura mínima del vial de acceso a parque debe ser de 5 a 6 m útiles. En aquellas curvas cerradas y en pendiente (típica curva de 180º que se da en nuestros viales) el ancho de vial se ampliará a 8 m útiles. La anchura mínima del vial entre aerogeneradores debe ser de 10 m útiles. En aquellas curvas cerradas y en pendiente (típica curva de 180º que se da en nuestros viales) el ancho de vial se ampliará a 12 m útiles. Los últimos 50 cm previos a las cunetas no son válidos para soportar pesos por el peligro de cesión del terreno. Por ello la grúa y el transporte de la nacelle bajo ningún concepto deben pisar estos límites. Además, en zona de curva, la cuneta del interior de la curva deberá ser entubada o no haberla. En caso de parques de accesos largos, las áreas de cruce se repartirán aproximadamente cada 5 km, con una longitud de 35 m y un ancho de 4 m a 5 m. Corte de vial 8.1.3 Radios de giro Los radios de las curvas vendrán determinados necesariamente por la longitud de las palas a transportar. Debido a su longitud, anchura y peso, las palas deben ir asentadas sobre la plataforma en sus 2 extremos y en el centro (no tenemos posibilidad de llevarlas en voladizo y menos si queremos transportarlas de 3 en 3), con la que la longitud del convoy de transporte (tractora + remolque) nos da un total de 48 m. Además, cuanto más cerrado sea el radio de giro, mayor habrá de ser el ancho de vial (diferencia entre radio exterior e interior) en la curva. El radio de giro será el radio interior de la curva. Teniendo en cuenta estos factores, el radio de giro mínimo en el interior de la curva deberá ser de 32 m sea cual sea la torre, ya que ninguno de los tramos de las torres es mayor en longitud al de las palas. Estos radios de giro son para un ancho de vial en curva de 8 m (radio exterior – radio interior = 8 m) en los accesos al parque, manteniéndose el mismo radio de giro en los viales entre aerogeneradores (10 m). Aquellas curvas cuyos radios se hagan inferiores a los especificados, deberán de estar provistas de un ancho de vial superior al especificado y acorde al paso de los vehículos empleados en cada uno de los casos. En estos casos el ejecutor de la obra civil será responsable de los anchos de vial construidos. Parque Eólico de 20 MVA con evacuación a 132 kV Villalva Quinchimba Marlon 104 Radio de curvatura mínimo 8.1.4 Pendientes máximas • Accesos al parque Las pendientes máximas que son capaces de soportar los transportes son del 10%, llegando hasta un 12% en casos muy concretos. Habitualmente en los parques, este problema es el más difícil y costoso de solucionar, con lo que se recalca la importancia de respetar los radios mínimos de las curvas. En las curvas cerradas esta pendiente deberá ser aún menor, con un máximo del 7%. En todos los casos, son preferibles rectas con desniveles del 10 % - 12 % que curvas con el 7%. • Viales entre aerogeneradores En los viales entre aerogeneradores, la pendiente máxima es del 7%, y la pendiente máxima en lateral es del 0 %. No cumplir estos requisitos puede causar el volcado de la grúa. • Para todos los viales Los peraltes no son necesarios. En el caso en el que el ejecutor del vial lo considere como medio para ayudar a la evacuación de agua, deberá ser el mínimo posible; los ejes traseros de los transportes llevan una pequeña autodirección y el peralte hace que esta ayuda a los giros quede anulada. Conviene suprimir los cambios de rasante bruscos en todo lo posible. Las grúas, palas y ciertos tramos de torres son muy largas y pueden quedarse sin tracción en el centro de los mismos. Parque Eólico de 20 MVA con evacuación a 132 kV Villalva Quinchimba Marlon 111 9.6 CANALIZACIONES ELÉCTRICAS Se construirán todas las canalizaciones eléctricas necesarias para el tendido de los correspondientes cables de potencia y control. Estas canalizaciones estarán formadas por zanjas, arquetas y tubos, enlazando los distintos elementos de la instalación para su correcto control y funcionamiento. Las zanjas se construirán con bloques de concreto prefabricado, colocados sobre un relleno filtrante en el que se dispondrá un conjunto de tubos porosos que constituirán parte de la red de drenaje, a través de la cual se evacuará cualquier filtración manteniéndose las canalizaciones libres de agua. 9.7 EDIFICIO DE CELDAS Y CONTROL Se instalará un edificio formado con aislamiento térmico, realizándose in situ la cimentación y solera para el asiento de los equipos interiores del edificio, así como la organización de las canalizaciones necesarias para el tendido de los cables de potencia y control. Este edificio tiene una dimensión de 15 x 9 m, y dentro de él estarán ubicadas las celdas de MT (20 kV), las celdas de protección, control, comunicación, servicios auxiliares, y demás aparatos necesarios para el correcto funcionamiento de la Subestación. Exteriormente el edificio irá rematado con una acera perimetral de 1,10 m anchura. Para el acceso exterior se instalará una puerta metálica de dimensiones adecuadas para el paso de los equipos a montar. Por otra parte, el edificio deberá de cumplir la normativa existente en cuanto a prevención de incendios (resistencia al fuego adecuada de sus materiales, diseño de vías de evacuación, puertas con barra antipánico, etc.). Además, las salas se dotarán de ventilación calculada adecuadamente según los equipos a instalar, y las salas de mando y control tendrán un sistema de aire acondicionado y climatización. La puesta a tierra del edificio se realizará con un anillo interior conectado a la red de tierras de la Subestación, que enlaza con el exterior en la zona del acceso la puerta metálica, estando conectados todos los equipos y las masas metálicas del edificio mediante soldaduras aluminotérmicas, grapas y terminales de puesta a tierra. Parque Eólico de 20 MVA con evacuación a 132 kV Villalva Quinchimba Marlon 112 10. RESUMEN DE PRESUPUESTO Capítulo Importe 1 Aerogeneradores 22.000.000,00 2 Instalación eléctrica 2.1 Conductores 255.725,76 2.2 Transformadores 1.017.520,27 2.3 Subestación 20/132 kV 2.3.1 Aparamenta MT 309.810,00 2.3.2 Aparamenta AT 742.130,00 2.3.3 Servicios Auxiliares 27.500,00 Total 2.3 Subestación 20/132 kV 1.079.440,00 Total 2 Instalación eléctrica 2.352.686,03 3 Red de Tierra . 24.652,47 4 Obra civil 4.1 O. C. Aerogeneradores . 989.766,34 4.2 O.C.Subestación . 151.563,83 Total 4 Obra civil ..........: 1.141.330,17 Presupuesto de ejecución material 25.518.668,67 3% de gastos generales 765.560,06 6% de beneficio industrial 1.531.120,12 Suma 27.815.348,85 18% IVA 5.006.762,79 Presupuesto de ejecución por contrata 32.822.111,64 Asciende el presupuesto de ejecución por contrata a la expresada cantidad de TREINTA Y DOS MILLONES OCHOCIENTOS VEINTIDOS MIL CIENTO ONCE EUROS CON SESENTA Y CUATRO CÉNTIMOS. Parque Eólico de 20 MVA con evacuación a 132 kV Villalva Quinchimba Marlon 113 11. CONCLUSIÓN Con todo lo anteriormente expuesto y demás documentos que se acompañen en este proyecto, se da por finalizado el proyecto de instalación de Parque Eólico de 20 MW, situado en el municipio de La Muela. FDO: MARLON VILLALVA QUINCHIMBA En Zaragoza a 15 de Noviembre de 2012 E SCUELA DE I NGENIERÍA Y ARQUITECTURA UNIVERSIDAD DE Z ARAGOZA PROYECTO FIN DE CARRERA ESPECIALIDAD: ELECTRICIDAD AUTOR: MARLON VILLALVA QUINCHIMBA TUTOR: ÁNGEL SANTILLÁN LÁZARO DICIEMBRE 2012 CÁLCULOS JUSTIFICATIVOS PARQUE EÓLICO DE 20 MVA CON EVACUACIÓN A 132 KV Parque Eólico de 20 MVA con evacuación a 132 kV Villalva Quinchimba Marlon 1 ÍNDICE 1. Cálculo de la potencia instalada ................................................................................... 3 1.1 Potencia nominal del parque................................................................................... 3 1.2 Potencia máxima .................................................................................................... 3 1.3 Potencia media del parque...................................................................................... 3 1.4 Energía anual del parque ........................................................................................ 3 1.5. Ratio de producción............................................................................................... 4 1.6 Cuadro resumen...................................................................................................... 4 2. Producción prevista...................................................................................................... 4 2.1 Número y potencia de los aerogeneradores............................................................ 4 2.2 Régimen de vientos del emplazamiento................................................................. 5 2.2.1 Distribución de Weibull................................................................................... 5 2.3 Curva del aerogenerador......................................................................................... 9 2.4 Potencia media de cada aerogenerador................................................................. 10 2.5 Rendimientos........................................................................................................ 11 2.6 Resultados............................................................................................................. 12 2.7 Cuadro resultados del parque ............................................................................... 13 3. Cálculos eléctricos de Media Tensión........................................................................ 14 3.1 Cálculo de la sección del conductor empleado en la red de Media Tensión........ 14 3.1.1 Cálculo de la intensidad máxima admisible en régimen continuo................ 14 3.1.2 Cálculo según la caída de tensión.................................................................. 16 3.1.3 Cálculo según las pérdidas de potencia......................................................... 17 3.1.4 Cortocircuito admisible................................................................................. 17 3.2 Radio de curvatura de los cables para su tendido................................................. 18 4. Cálculo eléctricos Subestación 20/132 kV................................................................. 19 4.1 Intensidades en Alta Tensión................................................................................ 19 4.2 Intensidades en Media Tensión ............................................................................ 19 4.3 Hilos de guarda..................................................................................................... 20 4.4 Autoválvulas......................................................................................................... 21 4.5 Aisladores............................................................................................................. 23 4.6 Batería de condensadores ..................................................................................... 24 4.7 Cálculo mecánico ................................................................................................. 24 4.7.1 Cargas actuales sobre los cables de las líneas aéreas .................................... 24 4.7.1.1 Acción del peso propio........................................................................... 25 4.7.1.2 Acción del hielo...................................................................................... 25 4.7.1.3 Acción del viento.................................................................................... 26 4.7.1.4 Acción de la temperatura........................................................................ 27 4.7.1.5 Acción de la elasticidad.......................................................................... 28 4.7.2 Ecuación del cambio de estado...................................................................... 28 4.7.3 Tracción máxima admisible........................................................................... 29 4.7.4 Flechas máximas ........................................................................................... 30 4.7.5 Cálculo de tracción y flecha máxima ............................................................ 31 4.8 Distancias de seguridad........................................................................................ 34 4.8.1 Pasillos y zonas de protección....................................................................... 34 4.8.1.1 Altura mínima sobre el terreno de los elementos en tensión sobre los pasillos................................................................................................................ 34 4.8.1.2 Zonas de protección contra contactos accidentales en el interior del recinto de la instalación...................................................................................... 35 Parque Eólico de 20 MVA con evacuación a 132 kV Villalva Quinchimba Marlon 2 4.8.1.3 Zonas de protección contra contactos accidentales desde el exterior del recinto de la instalación...................................................................................... 35 4.8.2 Distancia de los conductores al terreno......................................................... 36 4.8.3 Distancia de los conductores entre sí, y éstos a los apoyos........................... 36 4.8.4 Distancia mínima entre los conductores y sus accesorios............................. 37 4.8.5 Distancias y normas de seguridad para instalación interior .......................... 37 4.8.5.1 Inaccesibilidad........................................................................................ 37 4.8.5.2 Pasos y accesos....................................................................................... 38 5. Cálculo de cortocircuito.............................................................................................. 38 5.1 Introducción.......................................................................................................... 38 5.2 Características de los elementos........................................................................... 40 5.3 Cálculo de impedancias de cortocircuito.............................................................. 40 5.4 Cálculo de corrientes de cortocircuito.................................................................. 42 5.4.1 Cortocircuito Agua abajo .............................................................................. 42 5.4.2 Cortocircuito Agua arriba.............................................................................. 44 6. Cálculos y justificación de la red de puesta a tierra ................................................... 46 6.1 Red de puesta a tierra de los aerogeneradores...................................................... 46 6.2 Red de puesta a tierra de la Subestación............................................................... 47 6.2.1 Resistividad del terreno................................................................................. 47 6.2.2 Resistividad superficial.................................................................................. 47 6.2.3 Tiempo de duración del defecto .................................................................... 47 6.2.4 Determinación de las intensidades de defecto para el cálculo de las tensiones de paso y contacto................................................................................................... 47 6.2.5 Geometría de la red de tierras........................................................................ 48 6.2.6 Resistencia de la red de tierras ...................................................................... 48 6.2.7 Tensiones de paso y contacto ........................................................................ 50 Parque Eólico de 20 MVA con evacuación a 132 kV Villalva Quinchimba Marlon 3 1. CÁLCULO DE LA POTENCIA INSTALADA 1.1 POTENCIA NOMINAL DEL PARQUE El Parque Eólico consta de aerogeneradores Gamesa G-87 de 2 MW de potencia nominal cada uno, dispuestos en una fila. La potencia nominal del parque viene determinada por la expresión siguiente: Pn_p = Pn x N = 2 MW x 10 = 20 MW Siendo: Pn_p: Potencia nominal del parque. Pn: Potencia nominal del aerogenerador. N: Número de aerogeneradores. 1.2 POTENCIA MÁXIMA Es la potencia dada por los 10 aerogeneradores, en condiciones de Rendimiento total, contemplando el rendimiento total (RTOTAL), calculado en el apartado 2.5. P_máx = Pn_p x RTOTAL = 20 MW x 0,9312 = 18,624 MW 1.3 POTENCIA MEDIA DEL PARQUE Para hallar la potencia media del parque, hay que multiplicar la Potencia media de cada aerogenerador, calculada en el posterior apartado 2.4, por el número de aerogeneradores del parque. P_med = P_media_aerog x N = 341,41 kW x 10 = 3.414,1 kW → 3,41 MW 1.4 ENERGÍA ANUAL DEL PARQUE Es la energía que nos dará todas las máquinas del parque en un año, con las condiciones de viento del lugar y teniendo en cuenta todos los tipos de pérdidas. Se obtiene por el producto de las Horas Equivalentes Eólicas, calculada en el posterior apartado 2.6, y la potencia nominal del parque. Eap = Hee x Pn_p = 1.392,5 Horas x 20 MW = 27.850 MWH/año Parque Eólico de 20 MVA con evacuación a 132 kV Villalva Quinchimba Marlon 4 1.5. RATIO DE PRODUCCIÓN El Ratio de producción o, también llamado, Factor de utilización es la relación existente entre la energía producida y la máxima energía posible de generar en el parque. Nos indica la eficiencia total del parque teniendo en cuenta tanto los diferentes rendimientos como la adecuación de los aerogeneradores a las condiciones de viento de la zona. RP = Eap / (Pn_p x h/año) = 27.850 MWH/año / (20 x 8760 h/año) = 0,159 1.6 CUADRO RESUMEN Cálculo de la potencia instalada Potencia nominal del parque Pn_p 20 MW Potencia máxima P_máx 18,624 MW Potencia media del parque P_med 3,41 MW Energía anual del parque Eap 27.850 MWH/año Ratio de producción RP 0,159 Cuadro resumen. Cálculo de la potencia instalada 2. PRODUCCIÓN PREVISTA La producción será dependiente de varios factores principales, que son: • Número y potencia de los aerogeneradores a instalar. • Régimen de vientos del emplazamiento. • Curva de potencia del aerogenerador. • Rendimientos de utilización, rendimientos eléctricos y disposición topográfica. Calcularemos la producción teniendo en cuenta estos factores. 2.1 NÚMERO Y POTENCIA DE LOS AEROGENERADORES El Parque eólico contará con 10 aerogeneradores G-87 2 MW de potencia nominal cada uno, dispuestos en una fila. Por tanto, la potencia nominal del parque (Pn_p) tiene un valor de 20 MW. Parque Eólico de 20 MVA con evacuación a 132 kV Villalva Quinchimba Marlon 5 2.2 RÉGIMEN DE VIENTOS DEL EMPLAZAMIENTO Debido a que este proyecto es meramente académico no se va a poder disponer de la medición in-situ, así que se ha optado por acudir al Instituto Nacional de Meteorología para obtener un estudio de vientos de la zona del aeropuerto de Zaragoza. La velocidad media de los años 2010 y 2011 es de 4,69 m/s, a una altura de 10 m, que es la altura donde fueron tomados los datos. Como la altura de la torre es de 100 m, los datos de velocidad fueron corregidos a esta altura dando como resultado una velocidad media de 6,62 m/s. Por otro lado, de las gráficas de rosa de vientos siguientes se puede apreciar que la dirección predominante del viento se da en la dirección oeste noroeste (WNW), donde los vientos llegan a alcanzar velocidades medias de 7,1 m/s y 10 m/s a las alturas de 10 m y 100 m, respectivamente. Rosa de vientos a 10 m y 100 m Dado que la velocidad media y la rosa de vientos están ampliamente explicadas en la memoria, en este apartado nos centraremos más en la Distribución de Weibull. 2.2.1 Distribución de Weibull La distribución de la velocidad del viento que vamos a usar es la denominada Ley de Weibull, que es una función de densidad de probabilidad que nos permite conocer la energía media disponible, así como otros factores tales como la potencia recuperable, el factor de irregularidad, o para estimar la probabilidad de que la velocidad esté comprendida dentro de un intervalo de velocidades dado. A partir de la distribución de Weibull también podemos deducir de las mediciones de una zona los valores relativos a otra distinta o una altura distinta. Parque Eólico de 20 MVA con evacuación a 132 kV Villalva Quinchimba Marlon 6 La ley de distribución (densidad de probabilidad) de Weibull se expresa por medio de la siguiente expresión. p (V) =              − − ×       × k c V k e c V c k 1 Siendo: c: Factor de escala (m/s); k: Factor de forma (adimensional). Para hallar los valores de “c” y “k” no se tendrá en cuenta las calmas. A continuación, se ordenarán los intervalos de velocidad (Vi) conocidas las frecuencias acumuladas (p i ) para cada intervalo, con el fin de hallar los parámetros “c” y “k” por el método de ajustes mínimos cuadrados a partir de la ecuación: p i = ( )                 − −=≤ k i c V i eVVp 1 k i i c V p      −=− )1ln( [ ] ii Vkckp lnln)1ln(ln +−=−− Esta última ecuación representa una recta de la forma: bxay i += Donde: [ ] )1ln(ln ii py −−= ii Vx ln= cka ln − = kb = A continuación se muestra una tabla donde se recoge la frecuencia de las velocidades de viento, la frecuencia acumulada y los pares de puntos (x i , y i ) para cada intervalo de velocidades. Parque Eólico de 20 MVA con evacuación a 132 kV Villalva Quinchimba Marlon 13 2.7 CUADRO RESULTADOS DEL PARQUE Resultados del Parque Eólico Aerogenerador G-87 2 MW Datos Fórmula Valor Unid ad Horas del año (H) 8.760 H Número de aerogeneradores (N) 10 Potencia nominal del aerogenerador (Pn) 2 MW Potencia nominal del parque (Pn_p) Pn_p = Pn x N 20 MW Potencia media del aerogenerador (P_media_aerog ) 341,41 kW Potencia media del parque (P_med) P_med = P_media_aerog x N 3,41 MW Factor de utilización (Fu) 0,96 Estela o Sombra (Fs) 1 Rendimiento eléctrico (Re) 0,97 Rendimiento total (RTOTAL) RTOTAL = Fu x Fs x Re 0,9312 Energía anual de un aerogenerador (Eag) Eag = Pn x Hee 2.785 MWh /año Energía anual del parque (Eap) Eap = Pn_p x Hee 27.850 MWh /año Ratio de producción (RP) RP = Eap / (Pn_p x h/año) 0,159 Horas equivalente eólicas (Hee) Hee = (P_med_aerog x h x Rtotal) / Pn 1.392,50 H Cuadro resumen Parque Eólico de 20 MVA con evacuación a 132 kV Villalva Quinchimba Marlon 14 3. CÁLCULOS ELÉCTRICOS DE MEDIA TENSIÓN En el cálculo eléctrico de la línea deben quedar claramente especificadas las intensidades máximas, caídas de tensión y pérdidas de potencia. 3.1 CÁLCULO DE LA SECCIÓN DEL CONDUCTOR EMPLEADO EN LA RED DE MEDIA TENSIÓN Este apartado tiene como finalidad decidir cuál va a ser la sección de los cables empleados en la red de media tensión: desde el transformador colocado en la góndola hasta las celdas de protección, y el cable que va desde las celdas de protección hasta la Subestación. Los criterios que se van a seguir son los siguientes: • Intensidad máxima admisible en régimen continuo • Caída de tensión (∆U ≤ 2%) • Pérdidas de potencia (∆P ≤ 2%) Si después de optar por una sección de acuerdo a estos criterios, este valor fuese insuficiente para soportar la Icc_total, la elección final se verá ampliada de modo que satisfaga esta última condición. 3.1.1 Cálculo de la intensidad máxima admisible en régimen continuo Se va hallar la corriente en régimen permanente que deberá ser soportada por los cables. De este modo, para calcular esta intensidad se usara la siguiente expresión: I aerogenerador = ϕ cos3xUx P= 110203 102 3 6 xxx x = 57,74 A Con este valor y consultando la Intensidad máxima admisible para el cable TurboWIND Afumex de la marca PRYSMIAN, en el apartado de tensión nominal de 12/20 kV se puede afirmar que es necesaria una sección máxima de 3x25+3x10 mm2, que nos garantiza una intensidad en régimen permanente máxima de 110 A. Para calcular la intensidad que va desde las celdas de protección hasta la subestación, hay que considerar que se tiene dos circuitos de líneas subterráneas compuestas por 5 aerogeneradores, para ello se usará la siguiente expresión: I línea = Iaerogenerador x 5 = 288,68 A Una vez calculada la I línea y consultando la Intensidad máxima admisible para el cable Al Voltalene H Compact de la marca PRYSMIAN, en la configuración de una terna de cables enterrados a 1 m de profundidad, temperatura de terreno 25 ºC y resisitividad térmica 1,5 K·m/W se puede afirmar que es necesaria una sección máxima de 240 mm2, que nos garantiza una intensidad en régimen permanente máxima de 345 A. Parque Eólico de 20 MVA con evacuación a 132 kV Villalva Quinchimba Marlon 15 La corriente máxima que soportan los cables según su sección, se ve afectada por los factores de corrección de la “ITC-LAT-06 Líneas subterráneas con cables aislados”. En ella se dice que para cables directamente enterrados, afectan los siguientes factores: • Corrección por resistividad térmica del terreno Debido a las precipitaciones de frecuencia media, el terreno donde se encuentra instalado el parque eólico puede calificarse de “Seco” (resistividad térmica del terreno = 1 K·m/W), por lo que el factor de corrección obtenido de la tabla inferior para cables de 240 mm2 en el interior de tubos enterrados es 1,18. Resistividad térmica del terreno, K.m/W Tipo de instalación Sección del conductor mm² 0,8 0,9 1 1,5 2 2,5 3 25 1,25 1,2 1,16 1 0,89 0,81 0,75 35 1,25 1,21 1,16 1 0,89 0,81 0,75 50 1,26 1,26 1,16 1 0,89 0,81 0,74 70 1,27 1,22 1,17 1 0,89 0,81 0,74 95 1,28 1,22 1,18 1 0,89 0,8 0,74 120 1,28 1,22 1,18 1 0,88 0,8 0,74 150 1,28 1,23 1,18 1 0,88 0,8 0,74 185 1,29 1,23 1,18 1 0,88 0,8 0,74 240 1,29 1,23 1,18 1 0,88 0,8 0,73 300 1,3 1,24 1,19 1 0,88 0,8 0,73 Cables directamente enterrados 400 1,3 1,24 1,19 1 0,88 0,79 0,73 Factor de corrección para resistividad térmica del terreno distinta de 1,5 K.m/W • Corrección por profundidad de la instalación Para esta corrección hay que considerar que la profundidad de la zanja debe ser mayor de 1,2 metros por lo que según la siguiente tabla se ha escogido una profundidad de 1,25 metros dando un factor de corrección de 0,98. Cables enterrados de sección Profundidad (m) ≤ 185 mm² > 185 mm² 0,5 1,06 1,09 0,6 1,04 1,07 0,8 1,02 1,03 1 1 1 1,25 0,98 0,98 1,5 0,97 0,96 1,75 0,96 0,94 2 0,95 0,93 2,5 0,93 0,91 3 0,92 0,89 Factores de corrección para profundidades de la instalación distintas de 1m Parque Eólico de 20 MVA con evacuación a 132 kV Villalva Quinchimba Marlon 16 Por lo que la corriente máxima no debe ser superior a: I máx = 98,018,168,288 × × = 333.83 A Por lo que, haciendo referencia a la siguiente tabla perteneciente a la ITC-LAT 06, seleccionamos la sección más adecuada para la corriente máxima que soporta el conductor. En este caso, elegimos un conductor XLPE (Polietileno reticulado) en aluminio de 240 mm2, que soporta una intensidad máxima admisible de 345 A. EPR XLPE HEPR Sección (mm²) Cu Al Cu Al Cu Al 25 125 96 130 100 135 105 35 145 115 155 120 160 125 50 175 135 180 140 190 145 70 215 165 225 170 235 180 95 255 200 265 205 280 215 120 290 225 300 235 320 245 150 325 255 340 260 360 275 185 370 285 380 295 405 315 240 425 335 440 345 470 365 300 480 375 490 390 530 410 400 540 430 560 445 600 470 Intensidades máximas admisibles (A) en servicio permanente y con corriente alterna. Cables unipolares aislados de hasta 18/30 kV directamente enterrados 3.1.2 Cálculo según la caída de tensión La fórmula general es: ∆U = )sincos(3 ϕϕ ×+×××× XRLI dividiendo todo entre U, sacando factor común cos φ y sabiendo que P = ϕ cos3 ××× IU , se puede llegar a la ecuación siguiente, que va a ser empleada en este caso: ∆U (100 %) = )tan(100 2 ϕ ××× × ×XR U LP = ∆ U aerogenerador (100 %) = )1tan127,0795,0( 20000 100102 100 2 6 ××× ×× × = 0,088 % ∆ U línea (100 %) = )1tan106,0125,0( 20000 2240102 100 2 6 ××× ×× × = 0,259 % Siendo: ∆ U : caída de tensión porcentual (%); Parque Eólico de 20 MVA con evacuación a 132 kV Villalva Quinchimba Marlon 17 P: potencia transportada (W); L : longitud de línea (m); U: tensión de línea (V); R: resistencia kilométrica del conductor (Ω/km); X: reactancia a 50 Hz por unidad de longitud (Ω/km); φ : ángulo de desfase entre tensión e intensidad. Como la condición elegida es que la caída de tensión sea menor o igual a 2 % ( ∆U ≤ 2%), se cumple dicha condición con los datos correspondientes para una sección de 240 mm2 y de 3x25+3x10 mm2 por lo que esta secciones son aptas para la elección de ambos cables. 3.1.3 Cálculo según las pérdidas de potencia Para el caso de la elección del cable según unas pérdidas de potencia menores al 2%, se va a emplear la siguiente fórmula: P pérdidas_aerogenerador = 22 cos ϕ × × × U PLR = 22 6 1 cos 20000 102100795,0 × ××× = 0,398 % P pérdidas_línea = 22 cos ϕ × × × U PLR = 22 6 1 cos 20000 1022240125,0 × ××× = 1,4 % Siendo: P pérdidas_aerogenerador : pérdidas totales en la línea (%); P pérdidas_línea : pérdidas totales en la línea (%); P: potencia transportada (W); L: longitud de la línea (m); U: Tensión de la línea (V); φ: ángulo de desfase entre la tensión e intensidad; R: resistencia kilométrica del conductor (Ω/km). Dado que las pérdidas de potencia calculadas son menores o iguales a 2 % (P pérdidas ≤ 2%), las secciones de 240 mm2 y 3x25+3x10 mm2, elegidas para el cable que interconectan los aerogeneradores y el que esta en el interior del aerogenerador, respectivamente, son más que aptos ya que cumplen con la condición de perdida de potencia. 3.1.4 Cortocircuito admisible En general, los cables soportan sin problemas corrientes de cortocircuito de magnitud considerable, asumible por otras partes de la instalación. Para la comprobación de esta magnitud utilizaremos la siguiente expresión: Icc = t SK × = 5,0 24094 × = 31,905 kA Parque Eólico de 20 MVA con evacuación a 132 kV Villalva Quinchimba Marlon 18 Siendo: S: Sección del cable utilizado (mm2); t :Tiempo de desconexión que se tomará (s); K(*): Constante que depende del material del conductor y que, en nuestro caso, es aluminio. (*)En la hipótesis de que los conductores se hallaran inicialmente a la temperatura máxima de régimen y alcancen al final del cortocircuito la admisible en tal caso, el valor de K es de 142 y 94, según se trate de cables con conductores de cobre o de aluminio respectivamente. Hay que comprobar que la sección de cable soporta la mayor corriente de cortocircuito que puede producirse en nuestro circuito. Según el apartado 5.4.2 Cortocircuito Aguas arriba, la mayor corriente de cortocircuito en la red de media tensión se da en a la salida del nivel de 132 kV (21,4 kA aproximadamente), valor que es soportado por una sección de 240 mm2 sin problemas, según se puede ver en la siguiente tabla. Duración del cortocircuito, tcc, en segundos Tipo de aislamiento ∆θ* (K) 0,1 0,2 0,3 0,5 0,6 1 1,5 2 2,5 3 PVC: sección ≤ 300 mm² 90 240 170 138 107 98 76 62 53 48 43 sección > 300 mm² 70 215 152 124 96 87 68 55 48 43 39 XLPE, EPR y HEPR 160 298 211 172 133 122 94 77 66 59 54 HEPR Uo/U≤ 18/30 kV 145 281 199 162 126 115 89 73 63 56 51 Densidad máxima admisible de corriente de cortocircuito, en A/mm2, para conductores de aluminio Icc_soportada = 240133133 × = × S = 31,92 kA Por esto, no es necesario incrementar la sección calculada en este apartado por motivos de cortocircuito. 3.2 RADIO DE CURVATURA DE LOS CABLES PARA SU TENDIDO El radio de curvatura de los conductores depende del diámetro del mismo. Así, para la sección de 240 mm2 elegida el radio de curvatura viene dado por la siguiente expresión: R curvatura > )(10 dD + × = )9,172,30(10 + × = 481 mm Siendo: Parque Eólico de 20 MVA con evacuación a 132 kV Villalva Quinchimba Marlon 19 D: Diámetro exterior del cable (mm); d: Diámetro del conductor (mm). Sin embargo, para la compañía suministradora se toma como valor de este radio mínimo, el obtenido por la siguiente expresión: R curvatura > D × 15 = 2,3015 × = 453 mm Dado que de ambos valores el vas restrictivo es el primero, se tomará como mínimo radio de curvatura el valor de 481 mm. 4. CÁLCULO ELÉCTRICOS SUBESTACIÓN 20/132 KV 4.1 INTENSIDADES EN ALTA TENSIÓN Para calcular la intensidad nominal en el lado de AT, es decir, en el primario del transformador se usa la siguiente expresión: Ip = xUp S 3 = 1323 30000 x = 131,216 A Siendo: Ip: Intensidad en el primario (A); S: Potencia del transformador (kVA); Up: Tensión en el primario, en kV. Lo que implica que la Intensidad nominal primaria en el transformador es igual a 131,216 A. 4.2 INTENSIDADES EN MEDIA TENSIÓN Para calcular la intensidad nominal en el lado de MT, es decir, en el secundario del transformador se usa la siguiente expresión: Is = xUs S 3 = 203 30000 x = 866,025 A Siendo: Is: Intensidad en el secundario (A); S: Potencia del transformador (kVA); Us: Tensión en el secundario (kV). Parque Eólico de 20 MVA con evacuación a 132 kV Villalva Quinchimba Marlon 20 Lo que implica que la Intensidad nominal secundaria en los dos transformadores es igual a 866,025 A. 4.3 HILOS DE GUARDA Para el cálculo de los hilos de guarda se usara el método ideado por Langrehr que supone que cuando el rayo se descarga hacia tierra y se encuentra a una altura igual al doble de la del hilo de guardia, la descarga se efectuará sobre éstos o sobre tierra, por ser los puntos más cercanos al rayo. Como el caso más desfavorable se producirá en el lado de alta tensión, no se va a calcular las alturas h y H en el lado de media tensión. Se emplearan las siguientes formulas: H = ( ) 6 12164 222 ahhh −−+ ; h = 150 3,5 Um + ; H-h ≥      +150 1,02 Um Altura de los conductores o del equipo a proteger h = 150 3,5 Um + = 150 145 3,5 += 6,27 m Siendo: Um: Tensión máxima entre fases prevista en la instalación (kV). Altura mínima de los hilos de guarda o de los mástiles o astas de protección H = ( ) 6 12164 222 ahhh −−+ = ( ) 6 627,61227,61627,64 222 −−+ xx = 8,23 m Siendo: a: Distancia entre los hilos de guarda, en m. Comprobación de la altura: H-h ≥      +150 1,02 Um ; 8,23-6,27 ≥      +150 145 1,02 ; 1,96 ≥ 2,13 H = 6,27 + 2,13 = 8,403 m Por tanto, para mayor seguridad aumentaremos el valor de H a 8,403 m. Parque Eólico de 20 MVA con evacuación a 132 kV Villalva Quinchimba Marlon 21 4.4 AUTOVÁLVULAS Tanto la autoválvula de 132 kV como la autoválvula de 20 kV son de óxido metálico, así que ese será el punto de partida para la aplicación de las correspondientes fórmulas. Autoválvula 132 kV (Neutro puesto a tierra) Tensión nominal Vr = Tc Um 81,0 = 22,1 145 81,0 = 96,27 m Siendo: Um: Tensión máxima entre fases prevista en la instalación (kV); Tc: Factor de sobretensión temporal (en función de la duración máxima de la sobretensión). Intensidad de descarga La intensidad de descarga nominal para subestaciones es de 10 kA. Coordinación del aislamiento MP = 1001     − NP NA = 1001 271 650      − = 139,85 % ≥ 30 % Siendo: MP: Margen de protección (margen entre el nivel de protección del pararrayos y el nivel de protección de aislamiento del equipo eléctrico) (%); NA: Nivel de aislamiento, 650 kV. NP : Es el mayor de los siguientes valores: • Tensión de maniobra, 224 kV • Tensión máxima entre fases a impulso tipo rayo 1,2/50 µ s divida entre 1,15, 273/1,15 kV. • Valor máximo de tensión residual con onda 8/20 µ s y 10 kA, 271 kV. Como el Margen de Protección es mayor que el 30 % exigido por el reglamento la elección de esta autoválvula es correcta. Autoválvula 20 kV (Neutro aislado) Tensión nominal Vr = Tc Um = 22,1 24 = 19,7 m Parque Eólico de 20 MVA con evacuación a 132 kV Villalva Quinchimba Marlon 22 Siendo: Um: Tensión máxima entre fases prevista en la instalación (kV); Tc: Factor de sobretensión temporal (en función de la duración máxima de la sobretensión). Intensidad de descarga La intensidad de descarga nominal para subestaciones es de 10 kA. Coordinación del aislamiento MP = 1001     − NP NA = 1001 51 145      − = 184,31 % ≥ 30 % Siendo: MP: Margen de protección (margen entre el nivel de protección del pararrayos y el nivel de protección de aislamiento del equipo eléctrico), en %. NA: Nivel de aislamiento, 145 kV. NP : Es el mayor de los siguientes valores: • Tensión de maniobra, 39,6 kV • Tensión máxima entre fases a impulso tipo rayo 1,2/50 µ s divida entre 1,15, 51,5/1,15 kV. • Valor máximo de tensión residual con onda 8/20 µ s y 10 kA, 51 kV. Como el Margen de Protección es mayor que el 30 % exigido por el reglamento la elección de esta autoválvula es correcta. Parque Eólico de 20 MVA con evacuación a 132 kV Villalva Quinchimba Marlon 29 La diferencia de longitud del conductor, entre los dos estados, aproximando la longitud del conductor a la longitud del vano, es: L 2 – L 1 =       × − ×+−×× SE TT LL 12 12 )( θθα =        −× 2 1 2 1 2 2 2 2 3 24 T w T w a De esta igualdad da como resultado la siguiente expresión:       × − +−× SE TT 12 12 )( θθα -        −× 2 1 2 1 2 2 2 2 3 24 T w T w a= 0 Esta ecuación se puede escribir de la forma: BATT =+× )( 2 2 2 Donde: A = CSE +−××× )( 12 θθα C = 2 1 2 1 2 1 24 T SEwa T× ××× +− B = 24 2 2 2 SEwa ××× Siendo: L1, L2: Longitud del cable a distintas temperaturas (m); L: Longitud del cable (m); Calculado de la siguiente expresión: L =        × ×+ 2 32 24 1 T aw a α : Coeficiente de dilatación lineal (ºC-1); θ : temperatura considerada (ºC). a: Longitudes del vano (m); T1, T2 : Tensión por unidad de superficie (daN/mm2). E: Módulo de elasticidad del conductor en (daN/mm2); S: Sección del conductor (mm2); w: Peso propio del conductor (daN/m); 4.7.3 Tracción máxima admisible De acuerdo con el reglamento, la tracción máxima de los conductores y cables de tierra no resultará superior a su carga de rotura, mínima dividida por 2,5, si se trata de conductores cableados, o dividida por 3, si se trata de conductores de un alambre, Parque Eólico de 20 MVA con evacuación a 132 kV Villalva Quinchimba Marlon 30 considerándoles sometidos a la hipótesis de sobrecarga de la siguiente tabla en función de que la zona sea A, B o C: Zona A Hipótesis Temperatura (ºC) Sobrecarga viento Sobrecarga hielo Tracción máxima viento -5 Si se aplica. Mínimo 120 ó 140 km/h, según categoría línea No se aplica Zona B Hipótesis Temperatura (ºC) Sobrecarga viento Sobrecarga hielo Tracción máxima viento -10 Si se aplica. Mínimo 120 ó 140 km/h, según categoría línea No se aplica Tracción máxima hielo -15 No se aplica Si se aplica Tracción máxima hielo + viento -15 Si se aplica. Mínimo 60 km/h No se aplica Zona C Hipótesis Temperatura (ºC) Sobrecarga viento Sobrecarga hielo Tracción máxima viento -15 Si se aplica. Mínimo 120 ó 140 km/h, según categoría línea No se aplica Tracción máxima hielo -20 No se aplica Si se aplica Tracción máxima hielo + viento -20 Si se aplica. Mínimo 60 km/h No se aplica 4.7.4 Flechas máximas Tal y como indica el Reglamento, para las zonas A, B y C, se determinará la flecha máxima de los conductores y cables de tierra en las hipótesis siguientes: a) Hipótesis de viento: Sometidos a la acción de su propio peso y a una sobrecarga de viento, para una velocidad de 120 km/h a la temperatura de +15ºC. b) Hipótesis de temperatura: Sometidos a la acción de su propio peso, a la temperatura máxima previsible, teniendo en cuenta las condiciones climatológicas y de servicio de la línea. Para las líneas de categoría especial, esta temperatura no será inferior en ningún caso a +85 ºC para los conductores de Parque Eólico de 20 MVA con evacuación a 132 kV Villalva Quinchimba Marlon 31 fase ni inferior a +50ºC para los cables de tierra. Para el resto de líneas, tanto para los conductores como para los cables de tierra, esta temperatura no será en ningún caso inferior a +50ºC. c) Hipótesis de hielo: Sometidos a la acción de su propio peso y a la sobrecarga de hielo correspondiente a la zona, a la temperatura de 0ºC. 4.7.5 Cálculo de tracción y flecha máxima El Reglamento de líneas Aéreas de Alta Tensión marca una serie de hipótesis entre las cuales se buscará la más desfavorable. Estas hipótesis se dividen según las zonas en las que está situada la línea, ZONA A, ZONA B y ZONA C. Con la ecuación del cambio de condiciones se hallará cuál es la peor condición a la que estará sometido un conductor en un vano, esta será la hipótesis más desfavorable. Como la Subestación se encuentra en la zona A, se calculará únicamente la hipótesis de tracción máxima de viento. En dicha hipótesis tendremos en consideración una temperatura de -5ºC y una velocidad de viento de 120 o 140 km/h (dependiendo de la tensión de la línea). Como no se trata de una línea de régimen especial se tomará una velocidad del viento de 120km/h. Una vez efectuadas todas estas operaciones se obtendrá la tensión a la que está sometido el conductor en cada una de las hipótesis que marca el Reglamento, y por lo tanto se hallarán las flechas correspondientes y en especial la flecha máxima que condicionará la altura de los postes. Para el conductor Halcón utilizado en la línea de 132 kV se considerará que la distancia entre apoyos es de 40 metros. Primero se calculará las sobrecargas debidas al hielo y al viento, pues se emplearán posteriormente. La sobrecarga del viento será: q = 2 120 50       × v V= 2 120 120 50       ×= 50 daN/m2 Pv = q x d = 50 x 0,0218 = 1,09 daN/m El peso propio más la sobrecarga que ejercerá el viento será la siguiente, teniendo en consideración que el viento produce una fuerza equivalente perpendicular al peso: w = 2 2v PP += 22 9762,009,1 += 1,463 daN/m Siendo: Pv: Sobrecarga debida al viento (daN/m); P: Peso del conductor (daN/m); Parque Eólico de 20 MVA con evacuación a 132 kV Villalva Quinchimba Marlon 32 d: Diámetro del conductor (m); V v : Velocidad del viento (km/h); q: Presión del viento, para conductores con d > 16 mm (daN/m2). A continuación y con los datos obtenidos se calcularán las diferentes hipótesis necesarias para calcular la tracción y flecha máxima. • Hipótesis tracción máxima viento (-5 ºC) Este será el estado de comparación, puesto que en la ZONA A sólo se calcula la tracción máxima con viento a una temperatura de -5ºC. La tensión máxima la impondrá ENDESA, y será de 200 kg. Esto es, se construirán vanos totalmente destensados para que las torres que sujetan los cables no sufran debido a la tensión mecánica. Esta tensión hace un coeficiente de seguridad respecto al cable de: Cs = T Q = 200 8845 = 44,225 kg Como vemos, no habrá nunca problema con la tensión mecánica, puesto que el cable soporta con holgura dicha tensión. Con los datos anteriormente calculados, se procederá al cálculo de la constante C: C = 2 1 2 1 2 1 24 T SEwa T× ××× +− = 2 22 20024 1,2817300463,140 200 × ××× +− =7120,17 kg La flecha correspondiente será de: f = T aw × × 8 2 = 200 8 40463,1 2 × ×= 1,463 m Una vez conocida la hipótesis más desfavorable y haciendo uso de la constante C hallada anteriormente, se calcularán el resto de las hipótesis marcadas por el reglamento. • Hipótesis de flecha máxima (P+V a t = 15 ºC) Para el cálculo de la flecha máxima se usaran estas dos expresiones: BATT =+× )( 2 2 2 f = T aw × × 8 2 Donde: A = CSE +−××× )( 12 θθα = 17,7120))5(15(1,2817300101,19 6 +−−×××× − = A = 7904,04 kg Parque Eólico de 20 MVA con evacuación a 132 kV Villalva Quinchimba Marlon 33 B = 24 2 2 2 SEwa ××× = 24 1,2817300463,140 22 ××× = 292806759,94 kg3 Por tanto: BATT =+× )( 2 2 2 → T 2 = 190,2 kg Con la tensión obtenida calcularemos la flecha resultante: f = T aw × × 8 2 = 2,1908 40463,1 2 × × = 1,538 m Siendo: f: Flecha del cable (m); T 2 : Tensión a la que esta sometido el cable (kg); C: Constante hallada en el apartado anterior (kg); α : Coeficiente de dilatación lineal (ºC -1 ); θ: temperatura considerada (ºC). a: Longitudes del vano (m); E: Módulo de elasticidad del conductor en (daN/mm2); S: Sección del conductor (mm2); w: Peso del conductor con sobrecarga de viento (kg/m); • Hipótesis de flecha máxima (P a t = 50 ºC) Para el cálculo de la flecha máxima se usaran estas dos expresiones: BATT =+× )( 2 2 2 f = T aw × × 8 2 Donde: A = CSE +−××× )( 12 θθα = 17,7120))5(50(1,2817300101,19 6 +−−×××× − = A = 9275,83 kg B = 24 2 2 2 SEwa ××× = 24 1,28173009762,040 22 ××× = 130367714,93 kg3 Por tanto: BATT =+× )( 2 2 2 → T 2 = 117,81 kg Con la tensión obtenida calcularemos la flecha resultante: f = T aw × × 8 2 = 81,1178 409762,0 2 × × = 1,66 m Parque Eólico de 20 MVA con evacuación a 132 kV Villalva Quinchimba Marlon 34 Por lo tanto la máxima flecha será de 1,66 metros, que se da en la hipótesis de peso a 50ºC Siendo: f: Flecha del cable (m); T 2 : Tensión a la que esta sometido el cable (kg); C: Constante hallada en el apartado anterior (kg); α : Coeficiente de dilatación lineal (ºC -1 ); θ: temperatura considerada (ºC). a: Longitudes del vano (m); E: Módulo de elasticidad del conductor en (daN/mm2); S: Sección del conductor (mm2); w: Peso unitario del conductor (kg/m); 4.8 DISTANCIAS DE SEGURIDAD Según el Reglamento sobre Centrales eléctricas, subestaciones y centros de transformación, se establecerán unas distancias mínimas de seguridad entre los diferentes elementos y las diferentes partes que forman la Subestación. 4.8.1 Pasillos y zonas de protección Para la anchura de los pasillos de servicio es valido lo dicho en el apartado 5.1.1 de la instrucción RAT 14. La anchura de los pasillos de servicio tiene que ser suficiente para permitir la fácil maniobra e inspección de las instalaciones, así como el libre movimiento por los mismos de las personas y el transporte de los aparatos en las operaciones de montaje o revisión de los mismos. Esta anchura no será inferior a la que a continuación se indica según los casos: • Pasillos de maniobra con elementos en tensión a un solo lado 1,0m. • Pasillos de maniobra con elementos en tensión a ambos lados 1,2 m. • Pasillos de inspección con elementos en tensión a un solo lado 0,8m. • Pasillos de inspección con elementos en tensión a ambos lados 1,0m. Los anteriores valores, deberán ser totalmente libres, es decir, medidos entre las partes salientes que pudieran existir tales como mandos de aparatos, barandillas etc. 4.8.1.1 Altura mínima sobre el terreno de los elementos en tensión sobre los pasillos Los elementos en tensión no protegidos, que se encuentren sobre los pasillos, deberán estar a una altura mínima h sobre el suelo medida en centímetros, igual a: h = 250 + d = 250 + 110 = 360 cm Parque Eólico de 20 MVA con evacuación a 132 kV Villalva Quinchimba Marlon 35 Siendo: d: Distancia correspondiente a la tensión nominal de 132 kV, elegida de la siguiente tabla perteneciente al 5.1.2 de la MIE-RAT 14 (cm). Tensión nominal de la instalación en kv menor o igual a: 20 30 45 66 110 132 220 "d" en centímetros: 20 27 38 57 95 110 185 4.8.1.2 Zonas de protección contra contactos accidentales en el interior del recinto de la instalación Los sistemas de protección que deban establecerse guardaran unas distancias mínimas medidas en horizontal a los elementos en tensión que se respetaran en toda la zona comprendida entre el suelo y una altura de 200 cm que, según el sistema de protección elegido y expresadas en centímetros, serán: De los elementos en tensión a paredes macizas de 180 cm de altura mínima: B = d + 3 = 110 + 3 = 113 cm De los elementos en tensión a enrejados de 180 cm de altura mínima: C = d + 10 = 110 + 10 = 120 cm De los elementos en tensión a cierres de cualquier tipo (paredes macizas, enrejados, barreras, etc. ) con una altura que en ningún caso podrá ser inferior a 100 cm: E = d + 30 = 110 + 30 = 140 cm Siendo: d: Distancia correspondiente a la tensión nominal de 132 kV, elegida de la tabla perteneciente al 5.1.2 de la MIE-RAT 14 (cm). 4.8.1.3 Zonas de protección contra contactos accidentales desde el exterior del recinto de la instalación. Para evitar los contactos accidentales desde el exterior del cierre del recinto de la instalación con los elementos en tensión, deberán existir entre estos y el cierre las distancias mínimas de seguridad, medidas en horizontal y en centímetros, que a continuación se indican: De los elementos en tensión al cierre cuando este es un enrejado de cualquier altura k<= 220 cm. G = d + 150 = 110 + 150 = 260 cm Parque Eólico de 20 MVA con evacuación a 132 kV Villalva Quinchimba Marlon 36 d: Distancia correspondiente a la tensión nominal de 132 kV, elegida de la tabla perteneciente al 5.1.2 de la MIE-RAT 14 (cm). En todo el perímetro se respetara una distancia mayor o igual a 2,6 m para mayor seguridad por posibles contactos accidentales desde el exterior. 4.8.2 Distancia de los conductores al terreno Según el reglamento de Líneas de Alta Tensión (Artículo 25) la altura de los apoyos será la necesaria para que los conductores, con su flecha máxima vertical, queden situados por encima de cualquier punto de terreno o superficies de agua no navegables, a una altura mínima de: h= 5,3 + 150 Um = 5,3 + 150 145 = 6,27 m Siendo: Um: Tensión máxima entre fases prevista en la instalación (kV). 4.8.3 Distancia de los conductores entre sí, y éstos a los apoyos Según el Reglamento de Líneas aéreas de alta tensión, las distancias de los conductores sometidos a tensión mecánica entre sí, así como entre los conductores y los apoyos, debe ser tal que no haya riesgo alguno de cortocircuito ni entre fases ni a tierra, teniendo presente los efectos de las oscilaciones de los conductores debidas a la fuerza del viento y al desprendimiento de la nieve acumulada sobre ellos. Con este objeto, la separación mínima entre conductores se determinará por la fórmula siguiente: D = D = PP DKLFKx ×++ ` = 4,1`75,05,166,17,0 ×++x = 2,3 m Siendo: D: Separación entre conductores de fase del mismo circuito o circuito distintos (m); K: Coeficiente que depende de la oscilación de los conductores con el viento. Se tomará 0,7 por ser el caso más desfavorable; K`: Coeficiente que depende de la tensión nominal de la línea K`= 0,85 para líneas de categoría especial y K`=0,75 para el resto de líneas; F: Flecha máxima (m); L: Longitud de la cadena de suspensión (m); Dpp: Distancia mínima aérea especificada, para prevenir una descarga disruptiva entre conductores de fase durante sobretensiones de frente lento o rápido. Los valores de Dpp se indican en la siguiente tabla, en función de la tensión más elevada de la línea. Parque Eólico de 20 MVA con evacuación a 132 kV Villalva Quinchimba Marlon 37 Tensión más elevada de la red U s (kV) D el (m) D pp (m) 3,6 0,08 0,1 7,2 0,09 0,1 12 0,12 0,15 17,5 0,16 0,2 24 0,22 0,25 30 0,27 0,33 36 0,35 0,4 52 0,6 0,7 72.5 0,7 0,8 123 1 1.15 145 1.20 1,4 170 1,3 1,5 245 1.10 2 420 2,8 3,2 Distancias de aislamiento eléctrico para evitar descargas 4.8.4 Distancia mínima entre los conductores y sus accesorios Según el Reglamento de Líneas aéreas de alta tensión, la separación mínima entre conductores y sus accesorios se determinará por la fórmula siguiente: d = 0,1 + 150 Um = 0,1 + 150 145 = 1,067 m Siendo: Um: Tensión máxima entre fases prevista en la instalación (kV). 4.8.5 Distancias y normas de seguridad para instalación interior 4.8.5.1 Inaccesibilidad Los edificios o locales destinados a alojar en su interior a instalaciones de alta tensión deberán disponerse de forma que queden cerrados de tal manera que se impida el acceso de las personas ajenas al servicio. Las puertas de acceso al recinto en que estén situados los equipos de alta tensión y se usen para el paso del personal de servicio, serán en general abatibles y abrirán siempre hacia el exterior del recinto. Cuando estas puertas abran sobre caminos públicos, deberán poder abatirse sobre el muro exterior de fachadas. Parque Eólico de 20 MVA con evacuación a 132 kV Villalva Quinchimba Marlon 38 Se admitirá el empleo en tales recintos de otro tipo de puertas, siempre que puedan quedar abiertas mientras exista en el interior personal de servicio. En estos casos, deberán existir en tales entradas unas protecciones que sean fácilmente franqueables desde el interior y que dificulten el acceso desde el exterior. 4.8.5.2 Pasos y accesos Todos los lugares de paso tales como salas, pasillos, escaleras, rampas, salidas, etc., deben ser de dimensiones y trazado adecuados y correctamente señalizados y deben estar dispuestos de forma que su tránsito sea cómodo y seguro y no se vea impedido por la apertura de puertas o ventanas o por la presencia de objetos que puedan suponer riesgos o que dificulten la salida en casos de emergencia. En las proximidades de elementos con tensión o de máquinas en movimiento no protegidas se prohíbe el uso de pavimentos deslizantes. Los recintos donde existan instalaciones de alta tensión dispondrán de puerta o puertas o salidas, del tal forma que su acceso sea lo más corto y directo posible. Si las características geométricas de dicho recinto lo hacen necesario, se dispondrá de más de una puerta de salida. Para salidas de emergencia se admite el uso de barras de deslizamiento, escaleras de pates u otros sistemas similares, siempre que su instalación sea de otro tipo fijo. En los centros de transformación sin personal permanente para su servicio de maniobra no será necesario disponer de más de una puerta de salida. El acceso a las máquinas y aparatos principales deberá ser fácil y permitirá colocarlos y retirarlos sin entorpecimiento, exigiéndose la existencia de dispositivos instalados o rápidamente instalables que, en el caso de aparatos pesados, permitan su desplazamiento para su revisión, reparación o sustitución. 5. CÁLCULO DE CORTOCIRCUITO 5.1 INTRODUCCIÓN Todas las instalaciones y elementos de la subestación deberán estar debidamente protegidas contra los efectos peligrosos, térmicos y dinámicos, que puedan originar las corrientes de cortocircuito y las de sobrecarga cuando éstas puedan producir averías y daños en las citadas instalaciones. De este modo determinar de antemano en una instalación eléctrica, el valor que puede alcanzar la corriente de cortocircuito en un punto determinado, tiene tanto interés o más que las corrientes nominales para la elección de los elementos que integran la instalación eléctrica. Se entiende como cortocircuito aquellos defectos provocados por un contacto entre un conductor y tierra o bien entre conductores. Cuando tal defecto se produce en instalaciones de alta tensión, dicho contacto tiene lugar a través de un arco eléctrico, con las consecuencias correspondientes al mismo.