Diseño de un parque eólico de 50 MW

Proyecto Fin de Grado Grado en Ingeniería de la energía Diseño de un Parque Eólico de 50 MW Autor: Raúl Noel Rodríguez Tutor: Jesús Riquelme Santos Juan Manuel Roldán Fernández Dep. Ingeniería Eléctrica Escuela Técnica Superior de Ingeniería Universidad de Sevilla Sevilla, 2017 Diseño de un parque eólico de 50 MW ii Diseño de un parque eólico de 50 MW iii Proyecto Fin de Grado Grado en Ingeniería de la Energía Diseño de un Parque Eólico de 50 MW Autor: Raúl Noel Rodríguez Tutor: Jesús Riquelme Santos Catedrático de Universidad Juan Manuel Roldán Fernández Profesor Sustituto Interino Depto. de Ingeniería Eléctrica Escuela Técnica Superior de Ingeniería Universidad de Sevilla Sevilla, 2017 Diseño de un parque eólico de 50 MW iv Diseño de un parque eólico de 50 MW v RESUMEN Este proyecto consiste en diseñar un parque eólico con una potencia máxima de 50 MW, para lo cual se contará con una serie de turbinas de 3 MW de potencia cada una, siendo un total de 16 las finalmente dispuestas, por lo que el parque dispondrá finalmente de 48 MW. En primer lugar, y tras una breve descripción del estado actual de esta tecnología, se hará uso de Openwind, software especializado en simulación de parques eólicos y con el que dispondremos de la configuración final de nuestro parque. Se verá cómo trabajar con este programa, cómo introducir los datos necesarios para su explotación, cómo crear el parque dentro de la interfaz del propio programa y finalmente se estudiará la producción energética de dos parques para su posterior comparación y finalmente, elección del mejor de ellos. En segundo lugar, una vez decidido la localización final del parque se procederá al diseño de la red de media tensión, mediante el uso de tres criterios: térmico, caída de tensión y económico; se diseñará el conjunto de celdas que conectan la generación con la aparamenta que transforma y vierte esta energía en la red y se hablará brevemente sobre estos últimos elementos: que transformador necesitaremos y cuál es la aparamenta eléctrica de alta tensión más relevante. También serán incluidos planos para su mejor comprensión. Y por último, se añadirá un estudio económico (calculando VAN Y TIR) así como un presupuesto que ayuden a discernir la viabilidad del proyecto y su interés. Diseño de un parque eólico de 50 MW vi Diseño de un parque eólico de 50 MW vii ÍNDICE DOCUMENTOS CONTENIDOS EN EL TFG · Documento 1: MEMORIA · Documento 2: PRESUPUESTO · Documento 3: PLANOS ÍNDICE DE LA MEMORIA Contenido CAPÍTULO 0 ............................................................................................................................... 1 1. INTRODUCCIÓN .............................................................................................................. 1 1.1 OBJETO & RESUMEN DEL TRABAJO FIN DE GRADO .................................. 1 1.2 ALCANCE DEL TRABAJO DE FIN DE GRADO ................................................. 1 1.3 PANORAMA ACTUAL (ESTADO DEL ARTE) .................................................... 2 CAPÍTULO 1: ANÁLISIS DEL RECURSO/POTENCIAL EÓLICO .................................. 5 1. ELECCIÓN EMPLAZAMIENTO ................................................................................... 5 1.1 POTENCIAL EÓLICO .............................................................................................. 5 1.2 MEDICIONES DEL RECURSO EÓLICO .............................................................. 7 2. OPENWIND ...................................................................................................................... 13 2.1 INTRODUCCIÓN ..................................................................................................... 13 2.2 PRIMEROS PASOS EN OPENWIND.................................................................... 13 2.2.1 MAPAS ............................................................................................................... 13 2.2.2 TORRES DE MEDIDA METEOROLÓGICAS (MET MASTS) ................. 16 2.3 CREACIÓN DEL PARQUE EÓLICO EN OPENWIND. .................................... 23 2.4 SIMULACIÓN Y PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA ....................... 30 CAPÍTULO 2: INFRAESTRUCTURA ELÉCTRICA .......................................................... 35 1. INTRODUCCIÓN ............................................................................................................ 35 2. DISEÑO RED DE MEDIA TENSIÓN (20 kV) ............................................................. 35 2.1 ELECCIÓN DE LA TENSIÓN ASIGNADA DEL CABLE ................................. 35 2.2 CÁLCULO INTENSIDAD NOMINAL .................................................................. 36 2.3 ELECCIÓN DE LA SECCIÓN DEL CONDUCTOR ........................................... 36 2.3.1 DIMENSIONAMIENTO CONDUCTORES POR CRITERIO TÉRMICO37 2.3.2 DIMENSIONAMIENTO CONDUCTORES POR CAÍDA DE TENSIÓN . 41 2.3.3 DIMENSIONAMIENTO CONDUCTORES POR CRITERIO ECONÓMICO. ................................................................................................................. 51 3. PREDISEÑO DE LA SUBESTACIÓN TRANSFORMADORA ................................. 57 3.1 INTRODUCCIÓN ..................................................................................................... 57 Diseño de un parque eólico de 50 MW viii 3.2 EDIFICIO DE CONTROL ...................................................................................... 58 3.2.1 SALA DE CONTROL ...................................................................................... 58 3.2.2 SALA ELÉCTRICA DE MEDIA TENSIÓN (20 KV) ................................... 58 3.2.2.1 CELDAS DE ENERGÍA .................................................................................. 58 3.2.3 DISPOSICIÓN DE CELDAS DE MEDIA TENSIÓN Y CONEXIÓN AL TRANSFORMADOR. ...................................................................................................... 60 3.3 ESTACIÓN INTEMPERIE A 220 kV .................................................................... 62 3.3.1 POSICIÓN DE TRANSFORMADOR ............................................................ 62 3.3.2 POSICIÓN DE LÍNEA ..................................................................................... 62 3.3.3 DESCRIPCIÓN APARAMENTA ELÉCTRICA .......................................... 62 CAPÍTULO 3: VIABILIDAD ECONÓMICA ....................................................................... 65 1. COSTOS INICIALES ...................................................................................................... 65 2. COSTOS ANUALES ........................................................................................................ 66 3. OTROS .............................................................................................................................. 66 4. INGRESOS ....................................................................................................................... 66 5. CÁLCULO VAN Y TIR .................................................................................................. 67 6. CONCLUSIONES. ........................................................................................................... 67 CAPÍTULO 4: CONCLUSIONES .......................................................................................... 69 CAPÍTULO 5: REFERENCIAS .............................................................................................. 71 Diseño de un parque eólico de 50 MW ix ÍNDICE DE FIGURAS Figura 1. Potencia total instalada (GWEC) 2 Figura 2. Evolución potencia eólica instalada en España (AEE) 3 Figura 3. Potencia eólica instalada por Comunidades Autónomas (AEE) 3 Figura 4. Cobertura de la demanda de energía eléctrica en 2016 (AEE) 4 Figura 5. Densidad de potencial eólico medio anual a 80 m (IDAE) 5 Figura 6. Densidad de potencial eólico medio anual a 80 m ANDALUCÍA (IDAE) 6 Figura 7. Densidad de potencial eólico medio anual a 80 m GALÍCIA (IDAE) 7 Figura 8. Densidad potencial eólico medio anual Cádiz (IDAE) 8 Figura 9. Zonas protegidas-Cádiz (IDAE) 8 Figura 10. Datos de viento-CÁDIZ (IDAE) 9 Figura 11. Densidad potencial eólico medio anual GALICIA (IDAE) 10 Figura 12. Zonas protegidas-GALICIA (IDAE) 10 Figura 13. Datos de viento-GALICIA (IDAE) 11 Figura 14. Tarifa, Cádiz (Google Earth) 12 Figura 15. Dumbría, A Coruña (Google Earth) 12 Figura 16. GLOBAL DATA EXPLORER 14 Figura 17. Paso 1: Selección del área 14 Figura 18. Paso 2: Descarga de datos 15 Figura 19. Plano en Openwind 16 Figura 20. Ejemplo Fichero en Excel 17 Figura 21 Diagrama de flujo bucle for 20 Figura 22. Ejemplo datos de viento en Excel 22 Figura 23. Ejemplo datos de viento en archivo de texto 23 Figura 24. Ficheros de datos de viento 23 Diseño de un parque eólico de 50 MW 2 1.3 PANORAMA ACTUAL (ESTADO DEL ARTE) En la actualidad, la energía eólica es una de las energías renovables más madura y desarrollada, tan solo por detrás en cuanto impacto se refiere de la energía hidráulica. Tanto es así que, en 2015, según la “Renewable Energy Policy Network for the 21st Century” [7], supuso el 23.42% de la potencia total instalada (1849 GW) en todo el mundo. Por otro lado, actualmente acumula a nivel global un total de 486.749 GW de potencia instalada, con un crecimiento el último año de un 12.4%, siendo China, Estados Unidos, Alemania, India y España los principales productores mundiales. Figura 1. Potencia total instalada (GWEC) En la Figura 1, además, cedida por la Global Wind Energy Council [2], se aprecia además un crecimiento exponencial de esta energía a través de los años. Más concretamente, en España la energía eólica percibió un aumento de la potencia instalada en 36 MW durante el año 2016, habiendo un total de 23.026 GW instalados, siendo la segunda fuente de generación eléctrica del país con una aportación al sistema eléctrico de 47.319 GWh, lo que supuso la cobertura de la demanda de energía eléctrica de un 19.3 %. Atendiendo a los números presentados, España contaría con el 4.73% de la potencia total instalada en todo el planeta. Respecto a la potencia instalada, a continuación, la Figura 2 muestra la evolución de la misma, así como el reparto por comunidades autónomas: Diseño de un parque eólico de 50 MW 3 Figura 2. Evolución potencia eólica instalada en España (AEE) Figura 3. Potencia eólica instalada por Comunidades Autónomas (AEE) Tal y como se puede ver en las imágenes recién adjuntadas, Figuras 2 y 3, acordes a la información facilitada por la Asociación Empresarial Eólica, AEE [1], podría decirse que esta tecnología se encuentra en un estado actual de estancamiento en el cual apenas se produce crecimiento de la misma. Aun así, se espera un crecimiento en los próximos años de este sector con vistas al cumplimiento de los objetivos energéticos de la Unión Europea para 2020: reducir emisiones, ahorrar consumo de energía y promover las renovables todo en un 20%. Así, recientemente se Diseño de un parque eólico de 50 MW 4 adjudicaron a la eólica una subasta de 2980 MW de 3000 MW totales subastados, a instalar para cumplir estos objetivos. Por otro lado, destacar como las Comunidades Autónomas más importantes en el sector son Castilla Y León con un 24. 19%, Castilla-La Mancha con un 16. 56% y Andalucía y Galicia con un 14.52% y 14.48% respectivamente. Por último, aunque la generación eólica ha descendido ligeramente durante los últimos 3-4 años, encontrándose el pico de generación en el año 2013 con 54334 GWh, el pasado año constituyó la segunda fuente de generación con el 19.3%, solo por detrás de la energía Nuclear (22%), tal como muestra la Figura 4. Figura 4. Cobertura de la demanda de energía eléctrica en 2016 (AEE) Diseño de un parque eólico de 50 MW 5 CAPÍTULO 1: ANÁLISIS DEL RECURSO/POTENCIAL EÓLICO 1. ELECCIÓN EMPLAZAMIENTO 1.1 POTENCIAL EÓLICO Antes de empezar a dar forma al contenido de este proyecto, habría que aclarar lo siguiente: las turbinas definidas al inicio de esta documentación presentan una altura de buje del rotor de 90 metros. Es por esto por lo que resulta de interés hacer el estudio del recurso eólico a alturas similares del mismo, si bien resultaría más preciso hacer un compendio de datos recogidos a diversas alturas, a modo de simplificación nos centramos en mediciones a 80 metros. Dicho esto, la base de datos a la que se referirá el posterior desarrollo de este capítulo es la correspondiente al Instituto de Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE) [5], el cual presenta un atlas eólico con diversos datos de viendo a diversas alturas. De él, se ha obtenido la Figura 5 que muestra al lector la densidad de potencia eólica media anual medida a la altura especificada, en este caso a 80 metros tal que así: Figura 5. Densidad de potencial eólico medio anual a 80 m (IDAE) Diseño de un parque eólico de 50 MW 6 En una primera aproximación, las zonas de mayor potencial eólico están en Andalucía y Galicia, precisamente dos de las regiones con mayor potencia instalada según se vio en el Estado del Arte del pasado capítulo. Así, se decide hacer un estudio comparativo de dos parques eólicos instalados en dichas zonas que presentan las condiciones necesarias: buena densidad de potencial eólico, regularidad en el terreno, antecedentes con respecto al sector eólico etc. Posteriormente, previa justificación, se detallará cuál de estas Comunidades será elegida. Antes de seguir con el desarrollo, se muestran a continuación la densidad de potencial en Andalucía y Galicia en las Figuras 6 y 7. · Andalucía: Figura 6. Densidad de potencial eólico medio anual a 80 m ANDALUCÍA (IDAE) Diseño de un parque eólico de 50 MW 7 · Galicia: Figura 7. Densidad de potencial eólico medio anual a 80 m GALÍCIA (IDAE) 1.2 MEDICIONES DEL RECURSO EÓLICO El siguiente paso del proyecto consiste en la extracción de datos de mediciones de viento sacados del IDAE [5] para su posterior tratamiento informático. El Instituto de Diversificación y Ahorro de la Energía [5] presenta una matriz de puntos en la que cada elemento recoge una serie de valores medidos o simulados de forma que caracterizan al viento. Más concretamente, divide la rosa de los vientos en 16 partes de las cuales, ofrece los valores de los factores de escala (C) y de forma (K) de la distribución de Weibull, que mide la frecuencia del viento para una velocidad del viento dada y en una dirección determinada y también facilita frecuencia, velocidad media, y tanto por ciento de la potencia extraíble de cada dirección. Además, ofrece las coordenadas UTM y geográficas y algunos puntos, una representación gráfica de esta distribución de direcciones. Sin más, lo siguiente que verán serán capturas donde el lector podrá visualizar todo lo anterior de forma más esclarecedora: Diseño de un parque eólico de 50 MW 8 Figura 8. Densidad potencial eólico medio anual Cádiz (IDAE) Figura 9. Zonas protegidas-Cádiz (IDAE) Diseño de un parque eólico de 50 MW 9 Figura 10. Datos de viento-CÁDIZ (IDAE) Cabe destacar que para la ejemplificación de la información extraíble del IDAE [5] se ha recurrido a la inserción de imágenes correspondientes a la región escogida para la zona de Andalucía: Cádiz. La decisión se tomó en base a lo mostrado en la Figura 6 y 8, donde en color rojo intenso destaca esta zona como las de mayor potencial eólico a 80 metros. Así mismo, se puede observar la matriz de puntos de la que se ha hablado, así como dos iconos de información (“i”) situados en dicha imagen y que serán de los que se extraerán los datos de viento. La justificación de por qué son dos los puntos elegidos se mostrarán más adelante. Por otro lado, la Figura 9 se ha añadido para demostrar al lector la consideración de terrenos o zonas protegidas las cuáles, obviamente, han sido descartadas del terreno potencial de explotación. De este modo el proyecto aseguro no estar violando dichas reservas naturales. Por último, la Figura 10 visualiza la información que caracteriza el viento medido por torres meteorológicas de la zona tal y como ha sido descrito. Esta información será tratada más adelante, así como la descripción del proceso para ello y su aplicación práctica mediante software informático. Además de Andalucía, Galicia ha sido mencionada como alternativa a la instalación del parque eólico. Por ello, las correspondientes imágenes que justifican la decisión de incluirla en este estudio: Diseño de un parque eólico de 50 MW 10 Figura 11. Densidad potencial eólico medio anual GALICIA (IDAE) Figura 12. Zonas protegidas-GALICIA (IDAE) Diseño de un parque eólico de 50 MW 11 Figura 13. Datos de viento-GALICIA (IDAE) Nuevamente, se han presentado datos de viento recogidos esta vez en una localidad gallega. La matriz de puntos de información es idéntica al primer caso, así como el formato de la información que presenta. Destacar también la consideración de zonas protegidas para su descarte a la hora de localizar el parque eólico. Como con Cádiz, se eligieron dos puntos para su posterior tratamiento los cuales fueron determinados de forma aleatoria condicionados una vez más por el colorido del mapa. Para finalizar con este apartado, se van a mostrar ahora la localización exacta de los lugares comentados. · Andalucía: EL parque iría situado en torno a las siguientes coordenadas geográficas. Latitud: 36.053 N Longitud: -5.627 E Estas coordenadas corresponden al municipio de Tarifa, Cádiz. Diseño de un parque eólico de 50 MW 18 la interpretaría como el nombre del fichero y, en consecuencia, la lectura de la torre real sería distinta a la real. Dicho todo esto, surge la siguiente cuestión: de qué forma tomar los datos procedentes del IDAE [5] y formar la matriz de valores de Weibull. Nos centraremos en el cálculo de dicha matriz pues el resto de valores (velocidad de viento, frecuencia de direcciones de viento, y 3 primeras líneas) son introduces de forma manual. Ahora que se conoce la naturaleza del archivo .TAB, es obvio la necesidad de conocer la expresión del parámetro de Weibull y que es la siguiente: !(")=# $%(" $)(&'*)+exp((" $)&) ( 1) Donde · K: factor de forma (adimensional) · C: factor de escala (m/s) · u: velocidad del viento (m/s) siendo K y C parámetros característicos de la distribución de Weibull que dependen únicamente de la dirección del viento en que sean considerados. Así pues, habría que aplicar esta expresión para cada dirección y velocidad del viento medidas. Teniendo en cuenta que serán consideradas velocidades del viento desde 1 m/s hasta 36 m/s con paso entre ellas de 1 m/s y que se disponen de 16 direcciones distintas del viento, resulta que habría que aplicar esta expresión, teóricamente, un total de 36x16 veces. O lo que es lo mismo, calcular 576 valores distintos para la distribución de Weibull. Obviamente, llevar a cabo esta tarea manualmente resultaría tedioso y poco eficiente. Por ello, se decide recurrir a la programación en Matlab. Gracias a un pequeño código en Matlab que represente un bucle iterativo “for” este cálculo será simplificado de forma más que considerable. Destacar además la facilidad que presente este programa para interactuar con Excel y transferir de forma prácticamente instantánea matrices de valores. La idea a seguir entonces es la siguiente: es necesario crear una matriz de 36 filas y 16 columnas tal que cada uno de sus elementos, corresponde a la distribución de Weibull para una velocidad determinada y una dirección definida (K y C). Diseño de un parque eólico de 50 MW 19 Ahora, tomaremos como ejemplo la tabla de valores correspondiente a la Figura 13 para describir el proceso de obtención de la matriz descrita y posteriormente el archivo .TAB propio de una de las dos torres meteorológicas de Galicia, la cual recibirá el nombre de “G1”. Una vez dentro del entorno de Matlab, se haría lo siguiente: 1) Se definen dos vectores que almacenaran los valores de los factores de escala y forma de la distribución de Weibull tal que así: Vector Factor de Forma k_g1= [2.344 2.413 2.585 2.714 2.497 2.366 2.035 1.989 2.13 2.098 2.139 2.254 2.4 2.167 2.112 2.29]; Vector Factor de Escala c_g1= [9.056 10.169 9.913 9.129 7.56 6.895 6.849 7.36 8.226 8.172 8.874 9.975 11.719 9.065 7.433 8.049]; 2) Una vez definidos estos vectores, se crea el código de programación que permita la obtención de la matriz de dimensiones 36x16 for i=1:16 a=k_g1 (i); b=c_g1 (i); for j=1:36 m_g1 (i,j)=1000*((a/b)*((j/b) ^ (a-1))*exp (-(j/b) ^a)); end end Para aclarar el funcionamiento de este bucle, además del código de programación en Matlab se presenta su correspondiente diagrama de flujo: Diseño de un parque eólico de 50 MW 20 Figura 21 Diagrama de flujo bucle for INICIO i=1 j=1 ¿i<=16? Leer k_g1 (i) Leer c_g1 (i) Escribir a= k_g1 (i) Escribir b= c_g1 (i) ¿j<=36? Escribir m_g1=” Fórmula Weibull” j++1 FIN i++ j=1 NO SI SI NO Diseño de un parque eólico de 50 MW 21 De esta forma Matlab genera matrices de 36 filas y 16 columnas. Antes de proseguir con este apartado, es importante comentar la razón por la que en el código de programación de este bucle for, se multiplica la fórmula correspondiente a la distribución de Weibull por mil. Esto se debe a que el formato del fichero final .TAB debe de representar cada uno de los valores que componen la matriz en tanto por mil. Este proceso se repetiría tantas veces como torres meteorológicas se quieran añadir. En nuestro caso, 2 por cada territorio. Así, además de la matriz recién calculada m_g1, se calcularían m_g2, m_t1 y m_t2, correspondientes a Galicia y a Tarifa en el caso de las dos últimas. Ahora toca describir el proceso mediante el cual se transfieren estos datos a Excel: Matlab admite un comando tal que crea una nueva hoja Excel y coloca la matriz en la posición que se le indique. Dicho comando, en vistas a la creación del archivo Excel correspondiente a la matriz m_g1 sería el siguiente: xlswrite (`G1.xlsx´,m_g1, `Hoja1´,`B5´); Se distinguen cuatro términos en el comando. A continuación, su explicación: · G1.xlsx……. Nombre asignado al fichero Excel que será creado. · m_g1………. Matriz que desea ser transferido a dicho archivo. · Hoja1………. Hoja de Excel sobre en la cual se quiere que aparezcan los datos de Matlab. · B5……………. Celda donde se desea que se grabe el elemento (1,1) de la matriz m_g1 Hay que tener en cuenta algunas consideraciones. Es importante escribir este comando tal cual, con las comillas incluidas. Además, el hecho de que el elemento de la matriz (1,1) sea colocado en B5 no ha sido arbitrario. Recuérdese que Openwind considera únicamente como datos de viento aquellos que estén escritos a partir de la 5 línea de las que componen al fichero .TAB. Además, la razón por la que es situado en la columna B es para dejar a su izquierda, la columna A, libre para poder añadir de forma manual los valores de velocidad de viento considerados: de 1 a 36 m/s con paso de 1 m/s (en total, las 36 filas de la matriz). Ya se tendría el archivo en Excel. Es importante no olvidar que además de los valores de velocidad de viento, se ha de añadir un nombre (1 línea), valores de latitud, longitud y altura del anemómetro (2 línea) etc. Diseño de un parque eólico de 50 MW 22 A continuación, una imagen que esclarecerá la estructura de toda esta información: Figura 22. Ejemplo datos de viento en Excel Aquí vemos un fragmento donde se distinguen el nombre de la hoja: Hoja1; de la torre meteorológica: Galicia1; en rojo, la posición del elemento (1,1) de la matriz calculada mediante Matlab; y el resto de elementos descritos anteriormente. No olvidar que los elementos de la matriz m_g1 están en tanto por mil y que los valores de la fila 4, que representan la frecuencia con que se da cada dirección de la rosa de los vientos, en tanto por cien. Lo siguiente que habría que hacer: guardar el archivo como texto (recomendación, hacerlo mediante la opción de separación mediante tabulaciones) y el fichero resultante, añadirle la extensión (cambiar formato) a su nombre .TAB. Diseño de un parque eólico de 50 MW 23 Figura 23. Ejemplo datos de viento en archivo de texto Finalmente, para cada torre meteorológica se debe de tener tres ficheros: el Excel, el fichero de texto y el .TAB. Figura 24. Ficheros de datos de viento Finalmente, el archivo “G1.TAB” estaría listo para su directo volcado en Openwind. Por último, que no menos importante, volver a recordar que todos estos pasos, desde la elaboración de la matriz en Matlab hasta la creación final del fichero .TAB, ha de repetirse tantas veces como meteorológicas quieran añadirse al software especializado, en este caso, 4 veces. 2.3 CREACIÓN DEL PARQUE EÓLICO EN OPENWIND. Ya ha sido descrita la forma en que se obtiene el mapa y los documentos correspondientes a las torres de medidas meteorológicas. Ahora, se hablará sobre cómo introducir estos datos en el programa y se especificará la forma en que se introducen los aerogeneradores, o turbinas y, en definitiva, la creación del parque eólico. Lo primero a hacer es introducir el mapa, acción ya descrita en el apartado 2.2.1. Recordar que tan solo habría que arrastrar la carpeta que contiene los dos archivos descargados hasta la interfaz de Openwind. Diseño de un parque eólico de 50 MW 24 Aprovechando que anteriormente se tomó como ejemplo Galicia para describir el proceso de creación de los datos de viento en .TAB, las figuras que se expondrán a continuación pertenecerán a dicha región. De este modo y hasta la conclusión de este subapartado, se considera por finalizada la explicación del proceso mediante el cual se recopilan datos de viento, se procesan para su posterior empleo por parte del simulador y se define el parque eólico en el mismo. Después de esto, solo quedaría simular el funcionamiento del parque. Nuevamente me gustaría destacar que nos centraremos en Galicia y que igualmente se actuaría para con el parque eólico de Cádiz, si bien este último no irá acompañado de ilustraciones o de explicación alguna. Así pues, procedamos, sin antes olvidar que la configuración de Openwind para las pérdidas energéticas se dejan por defecto las que trae el propio programa: 1) Lo primero que hay que hacer, como ya se ha dicho, es introducir en el programa el mapa de Galicia y las torres de medida meteorológicas. Figura 25. Disposición mapa y torres de medida meteorológica En la figura se aprecia el archivo correspondiente al mapa, con formato .asc y las dos torres meteorológicas introducidas cuyos datos fueron extraídos del Atlas Eólico IDAE [5]. Llegados a este punto conviene explicar la razón por la que se han introducido dos torres en lugar de una. Diseño de un parque eólico de 50 MW 25 Si bien los cálculos habrían podido ser obtenidos con una sola torre meteorológica y éstos no habrían diferido de forma muy significativa, se entiende que la interacción de una mayor cantidad de datos medidos de viento aportaría a nuestros cálculos una mayor fidelidad respecto a la realidad. Es por esto, además de por hacer más interesante este proyecto, por lo que se deciden poner dos torres, cuya implantación a la hora de llevar a cabo la simulación se llevará a cabo más adelante. 2) Creación del mapa de viento: Haciendo click derecho sobre el margen izquierdo donde aparecen las capas de plano y torres de medida, Openwind brinda la opciones de crear un mapa de viento (New LayeràWind Map). Dentro de esta nueva capa se introducirán las anteriores y una vez dentro, sobre esta última se hará click derecho del ratón y se pulsará sobre la opción “Calculate”. Justo a continuación, se define un área del mapa sobre la que queramos que se calcule el mapa de viento y aparecerá una ventana donde se definirán los parámetros de nuestro “Wind Map”. Figura 26. Creación mapa de viento Diseño de un parque eólico de 50 MW 26 Figura 27. Configuración parámetros cálculo mapa de viento Los dos únicos parámetros que nos interesan de la tabla correspondiente a la Figura 26 son: la altura a la que se calcula el mapa de viento, definido por nosotros como 90 metros dado que es la altura que presenta el buje del aerogenerador utilizado en este proyecto; y el “Grid Node Spacing” o espaciado entre nudos de la red el cual, mientras menor sea, proporcionará un mapa de viento más complejo y completo pero que requerirá de mayor cantidad de memoria por parte del equipo informático desde el que se simule. En nuestro caso, este se define en 50 metros. Así quedaría el mapa: Figura 28. Mapa de viento Diseño de un parque eólico de 50 MW 27 3) Creación de capa para turbinas: Así como fue creada la capa del mapa de viento, creamos una nueva del tipo “Turbine Layout”. Dentro de ella se introduce el mapa de viento, el cual recordemos que arrastra a las primeras capas introducidas en el programa. Además, ha de definirse en esta capa el modelo de turbina que va a ser usado. Figura 29. Creación capa TURBINAS El modelo de aerogenerador es el siguiente: · Alstom ECO 100 3.0 Class 2A Se trata de una turbina que cuenta con 3 MW de potencia y un diámetro de barrido de palas de 100 metros. Ya tendríamos todo dispuesto para colocar los aerogeneradores y simular. Pero nos encontraríamos con un pequeño inconveniente. Con la disposición actual de las capas, Openwind no hace distinción entre las torres meteorológicas dispuestos. En este caso, solo consideraría la primera de ellas, G1. Para hacer que esto funcione correctamente, la idea principal consistiría en dividir la región del mapa del viento en dos y asociar cada porción a una de las torres meteorológicas. Así, si una turbina está localizada, por ejemplo, en el área correspondiente a la torre G2, los cálculos obtenidos por simulación referirán el comportamiento de dicha turbina a los datos de viento medidos por esa torre, en lugar de referirlos a los de la otra. Diseño de un parque eólico de 50 MW 34 Diseño de un parque eólico de 50 MW 35 CAPÍTULO 2: INFRAESTRUCTURA ELÉCTRICA 1. INTRODUCCIÓN Este capítulo consiste en diseñar la aparamenta eléctrica fundamental de la instalación. De este modo, se hará un diseño de la red de media tensión (20 kV) que conecta aerogeneradores con la subestación y se hará un prediseño de la misma sin entrar en detallarla a fondo. Por último y no menos importante, se añadirán una serie de planos: esquema unifilar de la planta desde aerogeneradores hasta su conexión a red (220 kV) y planos de alzado y planta de la zona de la subestación. Hay que aclarar que estos planos no se adjuntaran a este capítulo sino en otro documento adicional al proyecto, el documento 3. 2. DISEÑO RED DE MEDIA TENSIÓN (20 kV) Este diseño comprende el cableado desde la base de las turbinas hasta su conexión en las correspondientes celdas en la subestación. Atendiendo a tres criterios: intensidad, caída de tensión y criterio económico; se determinará qué tipo de cable y que sección (diámetro) presentará para cumplir todos ellos. Además, los dos primeros criterios se harán en base a la normativa vigente NORMA UNE 211435:2011: “Guía para la elección de cables eléctricos de tensión asignada superior o igual a 0.6/1 kV para circuitos de distribución de energía eléctrica” [3], y al Real Decreto R.D. 1565/2010: generadores en régimen especial [15], que establece como rango obligatorio de factor de potencia entre 0.98 cap y 0.98 ind. Dicho esto, el procedimiento a seguir sería el siguiente. En primer lugar, se calcularía la sección técnica de los cables, que es aquella que cumple los dos primeros criterios y resulta de elegir la mayor de ambos y, en segundo lugar, se calcularía la sección económica, siendo la sección resultante predominante sobre la anterior si se consigue optimizar el apartado económico de la inversión en los cables. Sea pues, atendiendo las directrices que nos ofrece la Norma: 2.1 ELECCIÓN DE LA TENSIÓN ASIGNADA DEL CABLE La tensión asignada del cable Uo/U se debe elegir de acuerdo con la tensión nominal de la red y con los sistemas de puesta a tierra. Considerando la red como Categoría A, en la cual los defectos se eliminan tan rápidamente como sea posible y en cualquier caso antes de 1 minuto, la tensión asignada recomendada por la norma UNE 21145:2011 [3] sería la siguiente: Diseño de un parque eólico de 50 MW 36 Tensión nominal de la red Un kV Tensión más elevada de la red Us kV Categoría de la red Tensión nominal del cable Uo/u ó Uo kV Nivel de aislamiento a impulsos Up kV 20 24 A 12/20 125 Tabla 3. Niveles de tensión recomendados para redes trifásicas. 2.2 CÁLCULO INTENSIDAD NOMINAL El conjunto de aerogeneradores, recordemos, un total de 16, ha sido agrupado de tal forma que el parque eólico quede compuesto de 4 circuitos distintos (4 aerogeneradores en serie por circuito) o líneas que se conectarán de forma independiente a la subestación. Por otro lado, como las 4 turbinas de cada línea están dispuestas en serie, cada uno de los circuitos pueden tratarse como uno con una sola turbina equivalente con una potencia total resultado de la suma de la potencia de cada aerogenerador: 12 MW. Esto se hará así porque a la hora de seleccionar la sección del conductor, se tomará la sección mayor a modo de simplificación o lo que es lo mismo, la correspondiente al tramo de línea por donde circula mayor intensidad (donde la potencia es mayor). Así, con la siguiente expresión se calcularía esta intensidad: C04(D)= <04(E:) FG4+4H04(EI)4+J7! ( 4) CIRCUITO Pn (kW) Un (kV) fdp In (A) A,B,C o D 12.000 20 0.98 353.48 Tabla 4 Intensidad nominal generada por circuito 2.3 ELECCIÓN DE LA SECCIÓN DEL CONDUCTOR Para la elección de la sección del conductor se utilizarán las tablas que proporciona la Norma UNE 211435:2011 [3]que fueron tabuladas para las siguientes condiciones tipo: · Temperatura del aire ambiente: 40° C (en cables en galerías) · Temperatura del terreno: 25° C (en cables soterrados) · Profundidad de soterramiento: 1 m para tensiones superiores a 1 kV · Radiación solar: los cables en galerías están protegidos del sol. Diseño de un parque eólico de 50 MW 37 · Agrupamiento de circuitos: un solo circuito trifásico alejado de otras fuentes de calor. · Resistividad térmica del terreno: 1.5 K*m/W · En función de la tensión asignada cuyo valor es de 20 kV, se utilizarán cables unipolares HEPR con conductor de cobre, que soportan mayores niveles de temperatura y de intensidad a su paso que los de aluminio. Tipo de aislamiento Temperatura máxima admisible en el conductor Régimen permanente Régimen de cortocircuito (máximo 5s de duración) XLPE Polietileno reticulado 90o C 250o C HEPR Etileno propileno de alto módulo 105o C 250o C Tabla 5. Temperaturas máximas en el conductor. Fuente UNE 21145:2011 2.3.1 DIMENSIONAMIENTO CONDUCTORES POR CRITERIO TÉRMICO El proceso a seguir es: 1. Se ha de calcular la intensidad máxima admisible del cable (Iz), que dependerá de las condiciones de la instalación: CK=4C0 E ( 5) · Siendo k el producto de factores de corrección. 2. Con este nuevo valor, entramos en las tablas que nos facilita la Norma y se escoge una sección cuya intensidad máxima admisible sea mayor a la nuestra. 3. Debe cumplirse que: ELC_53MN3OC0 ( 6) Cálculo de los factores de corrección: Para llevar a cabo este apartado, consideramos que la red de media tensión será constituida por un conjunto de cables soterrados, que no en galerías, protegidos de la radiación solar, por lo que no habrá factor de corrección asociado a dicha condición y agrupados de la misma forma que en las condiciones tipo que ofrece la norma: circuito Diseño de un parque eólico de 50 MW 38 trifásico alejado de otras fuentes de calor. Dicho esto, habrá que aplicar factores de corrección asociados a la temperatura del terreno, a la profundidad de soterramiento y a la resistividad térmica, todos ellos distintos a las condiciones iniciales. Antes de continuar, decir que, si bien no es materia de este proyecto hacer un estudio detallado de las características del terreno de la hipotética instalación, así como de las condiciones exactas en las que se verían expuestos los cables, se intentará aportar realismo a nuestras condiciones y, además, cubrir todos los escenarios posibles, más concretamente, aquellos en los que la densidad de corriente sea mayor. Factor de corrección para distintas temperaturas en cables soterrados: · Dadas las condiciones climatológicas de Galicia, donde la temperatura media durante el año 2016 fue de 14º C, no es descabellado considerar que la temperatura máxima media que podría alcanzar el soterramiento sería, con un incremento de temperatura de 10 ºC, en torno a 25 ºC. Temperatura máxima del conductor, ºC Temperatura del terreno en cables soterrados, ºC 10 15 20 25 30 90 1.11 1.07 1.04 1 0.96 105 1.09 1.06 1.03 1 0.97 Tabla 6. Factores de corrección para distintas temperaturas. Fuente UNE Así, por lo que vemos en la Tabla 6, el factor de corrección asociado es 1. · Respecto a la profundidad del soterramiento, se considera una profundidad 1500 mm que corresponde a un factor de corrección, según la Norma, de 0.97 o 0.96, según la sección del cable. A modo de simplificación, se tomará un valor medio entre éstos: 0.965. Profundidad Soterrados 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 Tabla 7. Factores de corrección para distintas profundidades. (UNE 21145:2011) Diseño de un parque eólico de 50 MW 39 · En Galicia es común encontrar un suelo de piedra arenisca, caracterizado por una alta resistividad térmica con valores en torno a 2 K*m/W. Resistividad térmica del terreno (K*m/W) Naturaleza del terreno y grado de humedad 1 SECO 1.2 ARCILLOSO MUY SECO 1.5 ARENOSO MUY SECO 2 DE PIEDRA ARENISCA 2.5 DE PIEDRA CALIZA 3 DE PIEDRA GRANÍTICA Tabla 8. Resistividad térmica del terreno en función a su naturaleza y humedad Resistividad del terreno K*m/W (UNE 21145:2011) Sección del conductor mm2 1.5 2 2.5 70 1 0.89 0.81 95 1 0.89 0.8 120 1 0.88 0.8 150 1 0.88 0.8 150 1 0.88 0.8 185 1 0.88 0.8 240 1 0.88 0.8 300 1 0.88 0.8 400 1 0.88 0.79 Tabla 9. Factores de corrección para distintas resistividades térmicas Como se puede apreciar en la Tabla 9, el factor de corrección asociado a esta condición del terreno será de 0.88. Diseño de un parque eólico de 50 MW 40 Ya han sido consideradas todas las características diferenciales respecto a las condiciones tipo de la instalación iniciales. A continuación, se presentará una tabla donde quedan recogidos estos factores y posteriormente se aplicarán a la intensidad nominal para poder seleccionar la sección por criterio térmico del cable. CRITERIO k K Temperatura 1 0.85 Profundidad soterramiento 0.965 Resistividad térmica 0.88 Tabla 10. Factor de corrección final Finalmente, si multiplicamos cada uno de los factores de corrección hallados, obtenemos el definitivo, el cual aplicaremos sobre la intensidad nominal de cada uno de los circuitos y que resulta valer 0,85. La intensidad para la que debemos dimensionar la sección del cable seria entonces: CIRCUITO In (A) Iz=In/K (A) 1 353.48 416.25 2 353.48 416.25 3 353.48 416.25 4 353.48 416.25 Tabla 11. Intensidad máxima admisible Iz (A) Nuestro cable debe soportar una corriente máxima de 416.25 amperios. Ahora, atendiendo a la siguiente tabla seleccionamos un valor para la sección: Diseño de un parque eólico de 50 MW 41 Figura 35. Intensidad máxima admisible por sección. (UNE 21145:211) En esta figura se ve cómo el primer valor de sección para el cual la máxima intensidad admisible supera al valor calculado para las condiciones de la instalación es 240 mm2, para la cual se tiene que el cable soportaría 470 A. Para finalizar, según el criterio térmico, la sección que se debería elegir atendiendo a la Norma UNE 211435:2011 [3] es de 240 mm2, con una intensidad máxima admisible de 470 A que supera a los 429.39 A calculados mediante los factores de corrección aplicados sobre la intensidad nominal. 2.3.2 DIMENSIONAMIENTO CONDUCTORES POR CAÍDA DE TENSIÓN Este criterio consiste en calcular cuál es la caída de tensión que se produce para cada uno de los circuitos, sabiendo que el Reglamento de Alta Tensión [16] especifica que la caída de tensión para redes no ha de superar el 5% de la tensión nominal a la que se explota la red, 20 kV en nuestro caso. Respecto a la forma de proceder, se aplicarán las herramientas correspondientes sobre el circuito más desfavorable, que será el más lejano a la teórica subestación, dado que la caída de tensión es directamente proporcional a la distancia mientras que, el resto de valores de los que depende la caída: intensidad, resistencia y reactancia de cada cable; serán los mismo para todos los circuitos. Entonces, habrá que situar esta primera y luego calcular la caída de tensión del circuito que acumule mayor distancia respecto a la posición de la subestación. Diseño de un parque eólico de 50 MW 42 Localización subestación: Ésta será teórica. Situaremos la subestación en el centro de cargas de la instalación, que sería la localización óptima donde se reducirían las perdidas energéticas por la red de media. El centro de cargas se obtiene a partir de la siguiente expresión: P/4(%)=QRSTUL<_9 *V UW* <_5653N ( 7) P/4(X)=QRYTUL<_9 *V UW* <_5653N ( 8) Con las fórmulas 7 y 8, calcularemos las coordenadas x e y de la subestación. Es necesario tomar una turbina como referencia, que será considerada en la posición (0,0) y se irán midiendo distancias relativas horizontales (x e y) a ésta. De esta forma, una vez obtenidas las distancias de cada uno de los aerogeneradores hasta la tomada como referencia, para cada coordenada se hará un sumatorio de distancia por potencia de la turbina en cuestión, dividido por la potencia total del parque. Queda decir que las coordenadas de cada turbina nos la proporcionan Openwind. Veamos la distribución de cada una de ellas y el cálculo de la localización de la subestación. Tomando como referencia la turbina numero 1: Diseño de un parque eólico de 50 MW 43 Figura 36. Distribución original turbinas Dumbría TURBINA Posición x (m) Lx,i (m) Posición y(m) Ly,i (m) 1 490,533 0 4,755,111 0 2 491,839 1306 4,756,331 1220 3 494,843 4310 4,758,963 3852 4 495,767 5234 4,752,747 -2364 5 490,538 5 4,753,057 -2054 6 495,795 5262 4,752,440 -2671 7 496,038 5505 4,759,471 4360 8 495,452 4919 4,754,568 -543 9 495,452 4919 4,757,620 2509 10 490,682 149 4,752,779 -2332 11 495,272 4739 4,754,820 -291 12 495,646 5113 4,754,336 -775 13 495,839 5306 4,753,179 -1932 14 495,791 5258 4,753,561 -1550 15 495,733 5200 4,754,046 -1065 16 496,332 5799 4,755,635 524 Tabla 12. Distancias relativas a turbina base Diseño de un parque eólico de 50 MW 50 Así, comprobamos los cálculos para una sección de 240 mm2, para la cual se tienen los siguientes valores de resistencia y reactancia: · r= 0.104 Ω/km · x= 0.102 Ω/km Recordar que los parámetros R y X son el resultado del producto de la resistencia y reactancia expresada en Ω/km con las longitudes correspondientes a los tramos de línea para los que se quieran calcular. Antes de comenzar, decir que se considerará el caso en que cada uno de los aerogeneradores estará inyectando potencia activa y reactiva, caso para el cual la caída de tensión será mayor, y se considerará, además, el factor de potencia como 0.98, impuesto por normativa vigente [15]. LÍNEA/CTO TRAMO DE LINEA LONGITUD (km) ΔU (V) ΔU_total (V)=∑ ΔU (V) % ΔU=ΔU_total (V)/Un 1 G7-G2 0.52 5.51 314.41 1.57 G2-G5 0.38 5.84 G5-G9 1.54 16.62 G9-SE 1.51 188.74 2 G11-G8 0.33 2.29 15.37 0.08 G8-G12 0.33 4.62 G12-G15 0.34 6.95 G15-SE 0.19 3.09 3 G14-G13 0.34 2.40 149.70 0.75 G13-G4 0.34 4.76 G4-G1 0.44 11.90 G1-SE 1.33 146.02 4 G3-G16 0.70 9.98 224.07 1.12 G16-G6 0.41 7.02 G6-G10 0.67 27.56 G10-SE 1.57 202.52 Tabla 18. Cálculo caídas de tensión Cómo se aprecia en la Tabla 16, todas las caídas de tensión son inferiores al 5% de la tensión nominal, 20 kV, incluso para el circuito que acumula mayor cantidad de longitud de cables, el número 1 con una caída del 1.73%. Por esto se puede concluir, que finalmente, la sección técnica definida por el criterio térmico y de caída de tensión es de 240 mm2. Diseño de un parque eólico de 50 MW 51 2.3.3 DIMENSIONAMIENTO CONDUCTORES POR CRITERIO ECONÓMICO. Con este criterio se pretende analizar la viabilidad económica de incrementar la sección de los conductores con idea de reducir el coste de explotación del parque durante su explotación. Para este método, atendiendo a las consideraciones de la Norma UNE 2144-3-2. Sección 2: “Optimización económica de las secciones de los cables eléctricos de potencia” [14], se calculará el valor actual neto para secciones a partir de la sección técnica ya calculada. En este estudio, solo se considerarán costes por adquisición de línea y por pérdidas energéticas, por lo que el VAN que se calculará resultará negativo. Dicho esto, la sección que finalmente se elegirá será aquella que presente un VAN menor en valor absoluto, puesto que esto indicará que se habrán reducido las pérdidas económicas asociadas a la explotación del parque eólico. La fórmula del VAN, que depende de la sección, sería la siguiente: ID`4(P)=a$b(P)a$dfL(g^9)hag 7jkL(g^9)h (10) Siendo: · CL: coste de la línea en euros. Incluye precio de cable e instalación. · CEP: coste de la energía perdida por efecto Joule en euros. · i: interés monetario. · N: tiempo de explotación de la instalación. De estos 4 parámetros, dos de ellos resultan constantes y con valores definidos en base al propio registro histórico de la energía eólica, con 20 años de funcionamiento de la planta y un interés monetario del 4%. El coste de la línea dependerá de la longitud de cables considerados, así como del precio en euros por cada metro de cable y su instalación. Por otro lado, para calcular el coste de la energía perdida, se necesita conocer el precio actual al cuál se vende la energía eólica, que multiplicándolo por la energía pérdida, cuantificaría las pérdidas por coste de oportunidad, o lo que es lo mismo, la cantidad de dinero que no se estaría ganando al precio de mercado al que se vende. Este valor se determinará en base al precio medio de la retribución total de esta energía de los pasados años, que se halla en torno a los 0.075 €/KWh. Además, se necesitará conocer la cantidad de energía perdida, la cual se puede calcular con la siguiente ecuación (11): Diseño de un parque eólico de 50 MW 52 /f=GL1(P)LRLCdl m*T!! (11) ! Cdl=qQCU& mL5&& r (12) Siendo: · r(S): resistencia característica del cable para la sección S en Ω/km · L: longitud en km · IEF: intensidad eficaz · T: número de horas que tiene un año (8760 horas) · IiK: intensidad que atraviesa el tramo de línea i para la velocidad de viento K · tK: número de horas al año en que se da la velocidad de viento K La idea básica para entender lo que prosigue es la siguiente. Dado que la velocidad del viento es variable con el tiempo, la intensidad que atraviesa las líneas, así como las pérdidas, también lo serán. Por ello será necesario determinar la intensidad en función a este parámetro, el tiempo, que dependerá de dos factores principalmente: la curva de potencia del aerogenerador, que nos dirá que potencia genera cada uno de ellos para cada distintos valores de velocidad de viento; y la frecuencia o número de horas en las cuales se produce dichas velocidades, y esto último nos lo proporciona la distribución de Weibull. Respecto a la curva de potencia del aerogenerador, ésta nos la proporciona Openwind para distintos valores de densidad de aire. De todos modos, este programa además nos facilita dicha información, y sitúa la media de la densidad del aire en torno a los aerogeneradores en 1.15 kg/m3. Es importante destacar, que los valores de potencia que se expondrán a continuación son para el caso ideal en que no se consideran pérdidas. Más adelante, habrá que considerarlas para ajustar los cálculos en la medida de lo posible a la realidad. Dicho, esto, los valores serían los que siguen: Diseño de un parque eólico de 50 MW 53 Figura 42. Curva potencia aerogenerador Vviento (m/s) P_ideal(kW) Vviento (m/s) P_ideal(kW) 1 0 14 2983 2 0 15 2998 3 13 16 3000 4 81 17 3000 5 202 18 3000 6 399 19 3000 7 679 20 3000 8 1039 21 3000 9 1471 22 3000 10 1949 23 3000 11 2402 24 3000 12 2737 25 3000 13 2917 Tabla 19. Curva de potencia aerogenerador Como dato adicional de estos aerogeneradores, decir que su rango de funcionamiento varía entre 3 y 25 m/s. Fuera de este rango, la turbina detendría su giro. Contando con la característica de funcionamiento de los generadores, bastaría conocer con qué frecuencia se produce cada valor de viento considerado. 0,00 500,00 1000,00 1500,00 2000,00 2500,00 3000,00 3500,00 0,00 5,00 10,00 15,00 20,00 25,00 30,00 Potencia (kW) V_viento (m/s) Diseño de un parque eólico de 50 MW 54 Una vez más, el programa nos facilita esta información, con la salvedad de que dispone de esta frecuencia para cada dirección en que se dividió la rosa de los vientos, es decir, para 16 sectores distintos, cuando en nuestro caso por simplificación en los cálculos, nos interesa disponer de estos datos de forma genérica para cualquier dirección. Bien, si recurrimos a las propiedades de la torre meteorológica en cuya región se hallan todas las turbinas, en este caso, G1, y pinchamos sobre la pestaña que dice tabla de frecuencia, nos aparecería la información previamente descrita. Un extracto de ella sería la siguiente figura: Figura 43. Tabla de frecuencia G1 Para obtener la Weibull o frecuencia general del parque para toda dirección, para cada valor de velocidad, se sumarán todos los elementos de la fila correspondiente. Así por ejemplo, si para el valor de velocidad 1 m/s se suma todas las celdas de su fila, al final me resultará la probabilidad o frecuencia de que se de ese valor de velocidad de viento para todas las direcciones, y así obtendríamos la distribución de Weibull deseada. Conocidas la curva de potencia y Weibull de nuestra instalación, ya se puede proceder a calcular la intensidad eficaz que genera cada turbina y con la que podremos calcular las pérdidas, si bien para calcular la intensidad a partir de la cual se podrá calcular el valor eficaz, se considerarán las pérdidas aerodinámicas de cada turbina. Por lo tanto, en lugar de trabajar con la curva de potencia de partida, trabajaremos con aquel resultado de aplicar un coeficiente de pérdidas y como, en la configuración de Openwind el porcentaje de pérdidas eléctricas se dejó como venía configurado por defecto, 0% de pérdidas eléctricas, el cociente entre la energía neta y bruta producida por aerogenerador será el coeficiente del que hablamos. Como se está estudiando la intensidad eficaz Diseño de un parque eólico de 50 MW 55 por un aerogenerador, se tomará un coeficiente global también proporcionado por el programa: 96.89% Y así, quedarían los resultados para 1 aerogenerador: Vviento (m/s) FRECUENCIA (F) P_ideal(kW) P_final (kW) tk(h)=F*T Ii (A) 1 0.02 0 0.00 136.48 0.00 2 0.04 0 0.00 316.30 0.00 3 0.06 13 12.61 502.42 0.37 4 0.08 81 78.57 670.31 2.31 5 0.09 202 195.94 800.28 5.77 6 0.10 399 387.03 879.01 11.40 7 0.10 679 658.63 901.29 19.40 8 0.10 1039 1007.83 870.22 29.69 9 0.09 1471 1426.87 795.83 42.03 10 0.08 1949 1890.53 692.34 55.69 11 0.07 2402 2329.94 575.06 68.63 12 0.05 2737 2654.89 457.55 78.20 13 0.04 2917 2829.49 349.89 83.35 14 0.03 2983 2893.51 258.01 85.23 15 0.02 2998 2908.06 184.09 85.66 16 0.01 3000 2910.00 127.53 85.72 17 0.01 3000 2910.00 86.05 85.72 18 0.01 3000 2910.00 56.70 85.72 19 0.00 3000 2910.00 36.55 85.72 20 0.00 3000 2910.00 23.08 85.72 21 0.00 3000 2910.00 14.27 85.72 22 0.00 3000 2910.00 8.64 85.72 23 0.00 3000 2910.00 5.12 85.72 24 0.00 3000 2910.00 2.96 85.72 25 0.00 3000 2910.00 1.67 85.72 Tabla 20. Cálculo intensidad que genera 1 turbina para cada valor de viento k Donde la intensidad generada por 1 turbina para el tramo i del circuito se calcula según la siguiente expresión: CU=<_g3-162-0-13761 FGLH0LJ7! (13) Siendo: · Un=20 kV · fdp=0.98 Diseño de un parque eólico de 50 MW 56 Dispuestos todos los datos, ya se puede calcular la intensidad eficaz (12) para un aerogenerador, que resulta ser de 47.57 A. Por otro lado, la intensidad eficaz es un valor que depende de la curva de potencia, idéntica para cada aerogenerador y de la distribución de frecuencias, generalizada para todo el parque, o lo que es lo mismo, sea cualquiera de los 4 circuitos que componen la instalación eólica, la intensidad eficaz generada para cada turbina será la misma y por tanto, aquella que transcurre por el tramo i del mismo, será proporcional al número de generadores que haya habido hasta entonces. Es decir, si para el primer tramo, aquel que va desde la primera hasta la segunda turbina se da una intensidad eficaz de 47.57 A, la intensidad que va desde la segunda a la tercera será del doble y así hasta llegar a la cuarta turbina, donde la intensidad eficaz que llegará hasta la subestación será el valor cuádruple al calculado: 190.29 A. Ya prácticamente estaría dispuesto todo para calcular la energía perdida de cada tramo de circuito. Como última consideración, el primero tramo de cada circuito, aquel que une la primera con la segunda turbina tienen la misma intensidad eficaz y la misma resistencia en Ω/km. Por tanto, para calcular la energía perdida, por ejemplo, del primer tramo de circuito de las 4 líneas consideradas, como estos dos valores son los mismos, se pueden sacar factor común, así como el resto de constantes (3, r y T) y sumar las longitudes y así, para cada tramo por igual con sus correspondientes valores de intensidad eficaz. Finalmente, la energía perdida según la ecuación 11: ENERGÍA PERDIDA TRAMO i (kWh) Sección (mm2) r (Ω/km) Tramo 1 1-2 Tramo 2 2-3 Tramo 3 3-4 Tramo 4 4-SE Ep (kWh) 240 0,104 10,968.21 34,042.18 155,910.22 428,046.56 628,967.17 300 0,083 8,753.47 27,168.28 124,428.35 341,614.08 501,964.18 400 0,066 6,960.59 21,603.69 98,943.03 271,644.93 39,915.24 500 0,054 5,695.03 17,675.75 80,953.38 222,254.95 326,579.11 Tabla 21. Energía tota perdida para cada sección Diseño de un parque eólico de 50 MW 57 Y el cálculo del VAN: Sección (mm2) r (Ω/km) PRECIO CABLE E INSTALACIÓN (€/m) CL (M€) Ep (kWh) VAN (€) 240 0,104 54,77 598.833 628,967.17 -1,239,923 300 0,083 59,09 646.066 501,964.18 -1,157,705 400 0,066 63,53 694.612 399,152.24 -1,101,457 500 0,054 67,73 740.533 326,579.11 -1,073,406 Tabla 22. Cálculo VAN Para concluir, vemos como a medida que se aumenta la sección, el VAN se hace más próximo a cero, siendo el mejor de los casos el cable correspondiente a 500 mm2. Por tanto, finalmente, éste será el cable que montará nuestra red de media tensión: cable trifásico unipolar 3x500 mm2 de cobre de 12/20 kV con aislamiento HEPR. 3. PREDISEÑO DE LA SUBESTACIÓN TRANSFORMADORA Como bien dice este apartado, aquí se hará un prediseño de la subestación del parque eólico dado que el diseño de esta parte de la infraestructura eléctrica forma parte de un estudio independiente para la implantación de los mismos. 3.1 INTRODUCCIÓN La subestación eléctrica, encargada de elevar la tensión del parque eólico hasta el nivel necesario para su distribución, es una instalación que hace de nexo entre la parte correspondiente a generación del parque eólico y Red Eléctrica Española, que presenta un nivel de tensión próximo a nuestra instalación de 220kV. Este elemento de la instalación eólica se compone de los siguientes elementos: · Edificio de control · Obra civil · Estructura y soportes metálicos · Transformador de potencia · Aparamenta de 220 kV · Celdas de 20 kV · Conductores y embarrados Diseño de un parque eólico de 50 MW 58 · Protección, control y medida · Instalaciones auxiliares · Elementos de seguridad En este caso, nos centraremos en dos elementos de la subestación: sala de control y parque a la intemperie. 3.2 EDIFICIO DE CONTROL Este edificio es diseñado para la evacuación de la energía generada por los aerogeneradores. Además, consta de la sala eléctrica de 20 kV, que se encargará de realizar la protección de los circuitos, así como el control y mando de los principales parámetros técnicos del parque. Dentro de este edificio, destacan los siguientes: 3.2.1 SALA DE CONTROL Incluye un sistema de control y supervisión del parque eólico. Su función principal es la monitorización y control de los elementos correspondientes a generación (aerogeneradores) y a los correspondientes a la estación a int de la subestación eléctrica. 3.2.2 SALA ELÉCTRICA DE MEDIA TENSIÓN (20 KV) Esta sala dispone de cuadro de protecciones, mando y medida, celdas de energía de 20 kV, transformador de servicios auxiliares, equipos de medidas, etc. El alcance de este proyecto es tal que en este punto solo se describirán las celdas de energía: 3.2.2.1 CELDAS DE ENERGÍA Serán un conjunto de 6 celdas. Cuatro de ellas serán celdas de línea, una celda destinada a los servicios auxiliares de la instalación y, por último, la celda de protección del transformador, que incluirá medidas de tensión e intensidad como se especificará más adelante. · CELDAS DE LÍNEA: Hay una celda de línea para cada circuito, en total, 4. Dotadas de un interruptor-seccionador de tres posiciones, permite comunicar el embarrado del conjunto de celdas con los cables, cortar la corriente nominal, seccionar esta unión o poner a tierra simultáneamente los tres bornes de los cables de MT. Por ello, estas celdas han de ser capaces de poder soportar la corriente nominal de las líneas, recuérdese de 364.64 amperios. Diseño de un parque eólico de 50 MW 59 Presentan las siguientes características fundamentales: CELDA cgmcosmos-l (Ormazabal) FUNCIÓN LÍNEA TENSIÓN ASIGNADA (kV) 24 CORRIENTE ASIGNADA (A) 630 W, H, D (mm) 365; 1740; 735 Tabla 23. Especificaciones técnicas celda de línea ORMAZÁBAL cgmcosmos-l · CELDA DE SERVICIOS AUXILIARES: Celda modular con protección con fusibles, equipada con un interruptor-seccionador de tres posiciones que conecta con su correspondiente transformador de servicios auxiliares de 100 KVA. Cumple la función de suministrar energía en baja tensión a los servicios auxiliares del parque eólico como son: alimentación de equipos de regulación, motores de orientación, unidad hidráulica y otras herramientas de alumbrado y maniobra de la góndola y la torre. Presenta las siguientes características fundamentales: CELDA cgmcosmos-a (Ormazabal) FUNCIÓN SSAA TENSIÓN ASIGNADA (kV) 24 CORRIENTE ASIGNADA (A) 630 W, H, D (mm) 470; 1740; 735 Tabla 24. Especificaciones técnicas celda SSAA ORMAZÁBAL cgmcosmos-a Diseño de un parque eólico de 50 MW 66 AEROGENERADORES 61,475,855.97 € INFRAESTRUCTURA ELÉCTRICA 1,764,655.46 € OBRA CIVIL 9,726,056.91 € INGENIERÍA 5,379,137.39 € TOTAL 78,345,705.73 € Tabla 26. Inversión inicial 2. COSTOS ANUALES Incluyen gastos de repuestos, salarios de los empleados de la planta y que llevan a cabo labores de mantenimiento o control de la planta. Estos costes se estiman en 70.000 € anuales. Por otro lado, aquí se considerarán el coste por energía perdida (24,493.43 €/año) calculado anteriormente y que se supondrá constante a lo largo de los años. 3. OTROS Además de todos estos costes, se tendrá en cuenta uno más: el coste de desmantelamiento. Una vez la planta haya operado durante sus 20 años de vida útil se procedería a llevar a cabo tareas tales como: retirada aerogeneradores, retirada de escombros, aporte tierra vegetal etc. Estos gastos, que se estima que pudiesen alcanzar en torno a 250,000 €, no son anuales y se sumaran a los costos iniciales del proyecto y se restarán al término positivo del VAN. 4. INGRESOS Estos se corresponderán por la venta de energía. Es conocida la cantidad de energía producida al año: 196.1 GWh; y se ha estimado el precio de venta en 0.075 €/kWh. De todos modos, es obvio que el parque no siempre estará funcionando, sino que habrá ocasiones en las que, por diversas causas, uno o varios de sus aerogeneradores pararán por incidencias en su funcionamiento. Por ello se aplica una reducción del 5% sobre la energía total producida. Diseño de un parque eólico de 50 MW 67 5. CÁLCULO VAN Y TIR INGRESO ANUAL 13,971,640.5 € PÉRDIDAS ANUALES 94,493.43 € INTERÉS 0.04 INVERSIÓN INICIAL + FINAL 78,595,705.73 € AÑOS OPERACIÓN 20 VAN 109,999,251.69 € TIR 17% Tabla 27. VAN & TIR 6. CONCLUSIONES. Finalmente, dados los valores de VAN Y TIR hallados, se llega a la conclusión de que es rentable llevar a cabo el proyecto dado al ser el VAN mayor que cero, esto nos dice que este proyecto generará beneficios y el TIR, al ser mayor que la tasa de descuento de flujos, que es igual a 1/(1+i) y que resulta ser del 3.8%, nos indica que el proyecto es rentable, o lo que es lo mismo, dado que el TIR es el valor de la tasa de descuento para el cual el VAN es 0 y por tanto el proyecto no generaría beneficios, se podría decir que contaríamos con un margen de hasta el 17% de tasa de descuento para la cual el proyecto seguiría siendo rentable. Diseño de un parque eólico de 50 MW 68 Diseño de un parque eólico de 50 MW 69 CAPÍTULO 4: CONCLUSIONES En este trabajo se ha llevado a cabo el diseño de un parque eólico de 50 MW realizando no sólo el prediseño de las infraestructuras eléctricas asociadas sino también, analizando el recurso eólico y eligiendo la ubicación más adecuada para las turbinas. Para el análisis del recurso eólico se ha empleado la herramienta informática gratuita OpenWind. Sin embargo, la utilización de esta herramienta está condicionada por el uso de otros paquetes informáticos de pago que sirven para adaptar los datos de las torres de medida al programa principal. Además, existe poca documentación que detalle el funcionamiento del mismo. Para salvar este obstáculo se ha desarrollado de forma exitosa un programa con Matlab que adapta los datos de viento al formato usado por OpenWind. En este proyecto se ha descrito y explicado detalladamente estas y otras singularidades del programa con la idea de que este trabajo sirva también como manual de consulta. La segunda parte del proyecto se ha centrado en el diseño eléctrico. Este diseño no sólo se ha tratado de cubrir los aspectos técnicos, sino que se ha realizado un esfuerzo en diseñar la instalación en base a criterios económicos. Los resultados obtenidos arrojan que es más ventajoso desde el punto de vista económico aumentar la sección de los conductores de la red de media tensión, aunque esto suponga un aumento de la inversión inicial. Por otro lado, dado el largo periodo de explotación de este tipo de instalaciones la sobreinversión queda plenamente amortizada y con retornos positivos. Finalizando con esta parte del proyecto, también se ha llevado a cabo una introducción descriptiva acerca de la subestación eléctrica, definiendo elementos que la componen y su distribución, así como funcionalidad principal. Por último, destacar que, a pesar de los puntos ya comentados, hay otros tantos que no han sido incluidos en este proyecto dada la naturaleza “eléctrica” del mismo. Éstos, si bien no menos importantes que los anteriores serían fundamentales para un proyecto completo de diseño de instalaciones eólicos y que son: descripción detallada de la obra civil correspondiente, procesos por los que pasa un parque eólico, desde la elaboración del mismo proyecto y puesta en marcha hasta su desmantelamiento; estudio de seguridad y salud, impacto medioambiental etc. Diseño de un parque eólico de 50 MW 70 Diseño de un parque eólico de 50 MW 71 CAPÍTULO 5: REFERENCIAS · [1]: Asociación Empresarial Eólica (AEE): www.aeeolica.org · [2]: Global Wind Energy Council (GWEC) http://www.gwec.net/ · [3]: Norma UNE 211435:2011: Guía para la elección de cables eléctricos de tensión asignada superior o igual a 0.6/1 kV para circuitos de distribución de energía eléctrica. · [4]: Procesos de un parque eólico: http://adurcal.com/enlaces/mancomunidad/viabilidad/57.htm · [5]: Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE): www.idae.es · [6]: GLOBAL DATA EXPLORER: https://gdex.cr.usgs.gov/gdex/ · [7]: REN21: Renewable Energy Policy Network for the 21st Century: http://www.ren21.net/ · [8]: PRYSMIAN: Cables y Accesorios para Media Tensión 2014-2015 · [9]: Catálogo aerogenerador Alstom Eco 100 3 MW 2.0 Class 2A · [10]: Símbolos normalizados UNE-EN 60617 · [11]: Catálogo ORMAZÁBAL: Aparamenta de media tensión para Soluciones de la Red de Distribución. · [12]: Catálogo MESA: Celdas de distribución primaria. · [13]: DISEÑO RED DE MT PARA EVACUACIÓN EÓLICA. LÍNEAS SUBTERRÁNEAS: Energía eólica. Seminario 3. Grado en Ingeniería de la Energía. · [14]: Norma UNE 2144-3-2. Sección 2: “Optimización económica de las secciones de los cables eléctricos de potencia” · [15]: R.D. 1565/2010: generadores en régimen especial. · [16]: Reglamento Alta Tensión (RAT) · [17]: Reglamento sobre Centrales Eléctricas, Subestaciones y Centros de Transformación (RCE) Diseño de un parque eólico de 50 MW 72 Documento nº2: PRESUPUESTO INICIAL PRESUPUESTO. INVERSIÓN INICIAL 1 AEROGENERADORES 2 INFRAESTRUCTURA ELÉCTRICA 2.1 RED MEDIA TENSIÓN 2.2 CELDAS DE DISTRIBUCIÓN 2.3 SUBESTACIÓN TRANSFORMADORA INTEMPERIE 3 OBRA CIVIL 4 INGENIERÍA Pos. Cant. Concepto Importes (€) 1 AEROGENERADORES 16 Turbina Alstom ECO 100 3.0 Class 2A. Cuenta con 100.8 metros de diámetro de rotor y 3 MW de potencia. Total Pos.: 61,475,855.97 Total Capítulo 1 : AEROGENERADORES 61,475,855.97 2 INFRAESTRUCTURA ELÉCTRICA 2.1 RED MEDIA TENSIÓN 10933.6 Conductor 12/20kV 3x500 mm2 con aislamiento HEPR. Línea trifásica completamente instalado y tendido en zanjas. Total Pos.: 812,944.35 Total Subcapítulo 2.1: RED MEDIA TENSIÓN 812,944.35 2.2 CELDAS DE DISTRIBUCIÓN 4 Celda de línea Ormazábal cgmcosmos-l. Tensión asignada de 24 kV e intensidad nominal de 630 A. Total Pos.: 15,116.03 1 Celda de servicios auxiliares Ormazábal cgmcosmos - a. Tensión asignada de 24 kV e intensidad nominal de 630 A. Total Pos.: 3,588.00 1 Celda transformador MESA CBGS-0. Tensión asignada de 24 kV e intensidad nominal de 1600 A. Incluye trafos de medida de intensidad y tensión. Total Pos.: 13,679.92