Diseño de un parque eólico de 30 MW

Equation Chapter 1 Section 1 Proyecto Fin de Grado Grado en Ingeniería de la energía Diseño de un Parque Eólico de 30 MW Dpto. Ingeniería Eléctrica Escuela Técnica Superior de Ingeniería Universidad de Sevilla Autor: Germán Abril Contreras Tutores: Juan Manuel Roldán Fernandez y Jesús Riquelme Santos Sevilla, 2018 iii Proyecto Fin de Grado Grado en Ingeniería de la Energía Diseño de un Parque Eólico de 30MW Autor: Germán Abril Contreras Tutor: Juan Manuel Roldán Fernández Profesor Sustituto Interino Jesús Riquelme Santos Catedrático de Universidad Dpto. de Ingeniería Eléctrica Escuela Técnica Superior de Ingeniería Universidad de Sevilla Sevilla, 2018 v Proyecto Fin de Grado: Diseño de un Parque Eólico de 30MW Autor: Germán Abril Contreras Tutores: Juan Manuel Roldán Fernandez Jesús Riquelme Santos El tribunal nombrado para juzgar el Proyecto arriba indicado, compuesto por los siguientes miembros: Presidente: Vocales: Secretario: Acuerdan otorgarle la calificación de: Sevilla, 2018 El Secretario del Tribunal vii Agradecimientos Deseo agradecer a mi familia por su ánimo y cariño a lo largo de mis estudios, sin todos ellos no hubiera sido posible muchos de mis logros personales. A mis amigos por su infinita comprensión por el poco tiempo dedicado hacia ellos durante mis cursos académicos. A mis compañeros de clase, que poco a poco pasaron a considerarse amigos, por tantas horas y vivencias compartidas en todos estos años. A Juan Antonio, mi mayor apoyo en esta última etapa, gracias por tanto sin esperar nada a cambio. A Juan Manuel Roldán, por su paciencia, dedicación y atención a lo largo de este trabajo, pues me oriento en todo momento que me hiciera falta. Por último, gracias a mi abuelo por su confianza, amor y protección desde siempre y por siempre, tu fuiste el primero en llamarme ingeniero mucho antes de estudiar ingeniería, y creiste firmemente que alcanzaría cualquier meta que me propusiera por difícil que fuera. ix Resumen El proyecto tratará de describir el procedimiento a seguir para el diseño de un parque eólico de 30 MW de potencia instalada. La instalación contará con 10 aerogeneradores de hasta 3 MW cada uno, repartidos en un área determinada a seleccionar, y junto a una evaluación del potencial eólico de la zona, para así cuantificar la producción eléctrica esperada. Se recurrirá al software especializado de Openwind para el cálculo de la producción óptima, mediante múltiples iteraciones que localicen la posición para los aerogeneradores más ventajosa. También se realizará el diseño de la red de distribución del parque y una breve descripción de la subestación, que alberga el transformador de potencia junto otros sistemas a comentar. Se adjuntarán los planos correspondientes que permitan una mejor comprensión de la infraestructura que constituirá el parque, que comprenderán los planos de situación y unifilar del parque, y los de alzado y perfil de la subestación transformadora. Para finalizar, se evaluará la rentabilidad del proyecto considerando los ingresos y costes derivados de la instalación. Además, se propondrá una alternativa de mejora a la hora del diseño, que permita no sólo incrementar la rentabilidad, sino también la producción y horas de funcionamiento de la misma. Tabla 36. Características principales de las celdas modelo gae1250kmax-1Isv 42 Tabla 37. Características principales de los transformadores Ormazabal clasificados como AoBk 44 Tabla 38. Factores correctores por agrupación de conductores 45 Tabla 39. Costes iniciales del proyecto 47 Tabla 40. Valor Actual Neto (VAN) del proyecto 49 Tabla 41. Costes de implantación tras la aplicación de la mejora para los casos 1 y 2 57 Tabla 42. Valores del VAN tras la aplicación de la mejora 57 xvii ÍNDICE DE FIGURAS Figura 1. Estructura de costes de la generación eólica terrestre y marítima 1 Figura 2. Evolución de la potencia eólica instalada en el mundo en MW 2 Figura 3. Potencia eólica nueva instalada en 2017 en Europa 3 Figura 4. Estructura de la generación eléctrica peninsular en 2016 y 2017 4 Figura 5. Distribución de parques eólicos en España 4 Figura 6. Densidad de potencial eólico medio anual a 80m 5 Figura 7. Densidad de potencial eólico medio anual a 80m en Cataluña 6 Figura 8. Densidad de potencial eólico medio anual a 80m en la costa de Almería 6 Figura 9. Espacios naturales protegidos de Almería 7 Figura 10. Densidad de potencial eólico medio anual a 80 m en Navarra 7 Figura 11. Ubicación de parque eólico 8 Figura 12. Mapa de la red eléctrica en Navarra 9 Figura 13. Topografía del emplazamiento del parque eólico 9 Figura 14. Características del viento en el emplazamiento para diferentes alturas 11 Figura 15. Datos de viento para el emplazamiento en Openwind 12 Figura 16. Curvas de potencia para los tres modelos de aerogeneradores de 3MW 12 Figura 17. Pestaña de Openwind para crear un nuevo modelo de turbina 13 Figura 18. Datos de viento para el emplazamiento a 80m según la dirección 14 Figura 19. Hoja Excel con datos de viento 14 Figura 20. Area del emplazamiento definida con GLOBAL DATA EXPLORER 15 Figura 21. Descarga de datos topográfico 16 Figura 22. Interfaz de Openwind con datos de viento y topográficos 17 Figura 23. Configuración de parámetros para el cálculo del mapa de viento 18 Figura 24. Mapa de viento a 90m de altura 18 Figura 25. Ejemplo de insertar campo de turbinas 19 Figura 26. Campo de turbinas optimizado 19 Figura 27. Configuración inicial de las conexiones entre turbinas 22 Figura 28. Configuración de líneas para el caso 1 23 Figura 29. Configuración de líneas para el caso 2 23 Figura 30. Configuración de líneas para el caso 3 24 Figura 31. Secciones de línea por tramos tras el criterio térmico 30 Figura 32. Línea de tendencia para precios de cables según sección 33 Figura 33. Distribución de Weibull para el emplazamiento del parque 34 Figura 34. Secciones de líneas por tramos definitivas para el parque 37 Figura 35. Estructura común de celdas Ormazabal modelo cgmcosmos 40 Figura 36. Estructura general de celdas Ormazabal modelo gae1250/gae1250kmax-1Isv 41 Figura 37. Estructura común de transformadores de baja tensión Ormazabal 43 Figura 38. Estructura de costes de implantación del proyecto 48 Figura 39. Relación entre número de turbinas y velocidad óptima 54 Figura 40. Comparación entre curvas de potencia real y modificada 55 Figura 41. Comparación entre curvas de instalación 56 Figura 42. Campo de 14 turbinas optimizado 56 xix 1 1 INTRODUCCIÓN 1.1 Objetivos del trabajo Con este proyecto se espera mostrar los principales procedimientos a seguir en cualquier diseño de un parque eólico, aunque en este trabajo concretaremos en uno de 30 MW. Éste será constituido por 10 aerogeneradores de 3 MW cada uno. En primer lugar, se considerarán posibles localizaciones para la instalación dentro de la España peninsular atendiendo a características tanto geográficas como de interconexión. A continuación, y como la parte más importante del proyecto, se cuantificará la producción del parque mediante herramientas especializadas a nuestro alcance, como es el software de Openwind, del cual se introducirán algunas indicaciones sobre su procedimiento de uso. En segundo lugar, se contemplará el diseño de la infraestructura eléctrica, en especial, el de la red de distribución de media tensión a 20 kV. El diseño contemplará tres criterios, uno térmico, otro de caída de tensión y uno último económico, que garanticen la seguridad y minimicen las pérdidas energéticas. Se introducirán algunas indicaciones a la hora del diseño de la subestación, pero sin entrar en su diseño, explicando los componetes principales y comentando los sistemas auxiliares que la constituyan. Finalmente, se evaluará la rentabilidad del proyecto cuantificando tanto los ingresos como los gastos derivados de la instalación. Además, se adjuntarán una serie de planos de la instalación, y una propuesta de mejora que permita incremenetar tanto los beneficios, como la producción. 1.2 Presencia de la tecnología eólica en la actualidad Hoy en día, la tecnología eólica se considera una de las fuentes de energía renovable más maduras y consolidadas junto con la energía hidráulica. Existen dos tipos de instalaciones eólicas, las onshore y las offshore, siendo esta primera las más extendida debido a su mayor simplicidad en la construcción, facilidad en el mantenimiento y viabilidad de los emplazamientos. Un ejemplo de ello es que de los 169 GW eólicos instalados en la Unión Europea, solo 15,8 GW son de origen offshore. En la Figura 1 se comparan los costes asociados a cada elemento que interviene en la construcción de una instalación eólica onshore y offshore, mostrando como la cimentación, estructuras, y conexiones a red representan en las offshore un coste mucho más significativo frente a las onshore. Figura 1. Estructura de costes de la generación eólica terrestre y marítima [1] Introducción 2 La potencia eólica mundial instalada supera los 539 GW en 2017, tras incrementarse en un 9% con respecto a 2016, según informa Global Wind Energy Council (GWEC). Así, China, Estados Unidos, Alemania, India y España son los principales productores mundiales, destacando China con la mayor capacidad eólica del mundo con 188 GW, el equivalente al 35% de la potencia instalada mundialmente. Hoy en día, toda esta potencia cubre más del 5% de la demanda eléctrica mundial, y se espera alcanzar los 800 GW instalados a finales del 2020. Figura 2. Evolución de la potencia eólica instalada en el mundo en MW [2] Tabla 1. Paises con mayor potencia instalada en el mundo [3] Europa tuvo en 2017 su mejor año de instalación de potencia eólica, con un récord de 16,8 GW de nueva capacidad instalada, alcanzando los 169 GW, según datos de WindEurope, liderado por Alemania con la instalación de 6,5 GW. Con esta potencia se ha llegado a producir 336 TWh de energía eléctrica en el último año, abasteciendo el consumo de 150 millones de europeos y reduciendo la importación de combustibles fósiles por valor de más de 13 mil millones de euros. Dado el origen natural de esta fuente de energía, también se llegaron a evitar la emisión de 187 millones de toneladas de CO2 a la atmosfera, lo que supone el 19% de las emisiones del sector eléctrico europeo. 3 Diseño de un Parque Eólico de 30MW Figura 3. Potencia eólica nueva instalada en 2017 en Europa [4] En España se ha incrementado su potencia eólica en 95,77 MW en 2017, consolidándose como el segundo país europeo con más potencia instalada, con 23 GW en total, sólo por detrás de Alemania. Esta potencia desglosada por comunidades revela que casi el 25% de la misma se concentra en Castilla y León, seguido de Castilla-La Mancha, Galicia y Andalucía, debido principalmente a la idoneidad de sus topografías o el gran potencial eólico que albergan. Además, esta potencia permitió suministrar el 19% de la energía eléctrica consumida en 2017 según la Red Eléctrica Española (REE), teniendo un peso importante en la producción junto a la energía nuclear, y cuya generación se ha mantenido prácticamente constante en los últimos años. Tabla 2. Potencia eólica instalada en España por comunidades autónomas en 2017 [3] Introducción 4 Figura 4. Estructura de la generación eléctrica peninsular en 2016 y 2017 [5] España no solo cuenta con 1090 parques eólicos repartidos en hasta 803 municipios, sino que cuenta con 195 centros de fabricación de tecnología eólica, repartidos en 16 de las 17 comunidades autónomas. Actualmente, pese a detectarse una cierta ralentización en la implantación de nuevas instalaciones, se puede comprobar la gran repercusión que éstas tienen sobre la generación eléctrica de nuestro país. Esta realidad puede verse condicionada, dada la gran capacidad instalada, por el aprovechamiento de casi todos los emplazamientos de mayor potencial, lo que nos llevaría a la necesidad de un rediseño y repotenciación de muchos de los parques eólicos ya existentes. Ademas, en el año 2011, el Gobierno de España aprobó el Plan de Energías Renovables (PER) [6], cuyo objetivo era conseguir que al menos un 20% del consumo energético bruto español del año 2020 procediese de fuentes renovables, siendo lógico la apuesta de España por la eólica como una de sus mayores productoras de electricidad. Figura 5. Distribución de parques eólicos en España [7] 5 2 EVALUACIÓN DEL POTENCIAL EÓLICO a selección de un adecuado emplazamiento para el parque eólico es de vital importancia para el proyecto, pues éste repercutirá directamente en la producción del mismo. Se atenderán a criterios como la velocidad media y orientación, topografía del terreno, cercanía a subestaciones eléctricas y zonas pobladas, entre otros. Tras determinar la ubicación del parque se procederá a una estimación de su producción de energía eléctrica y la distribucción espacial de cada aerogenerador. Para este proyecto se considerarán turbinas con una altura de buje del rotor aproximada a 80 m, por lo que nos centraremos en medir el potencial eólico para esta altura. 2.1 Selección del emplazamiento Un primer paso para seleccionar el emplazamiento en el que situar el parque onshore será la revisión y acotación de las diferentes posibilidades a las que optamos, para lo cual se establecerán algunos criterios de selección, como los ya mencionados anteriormente, que deberemos tener en cuenta. El factor principal es el potencial eólico, que será el que determine la cota superior de producción eléctrica. Así, destacamos Galicia y Andalucia, concretamente Tarifa en ésta última, como las comunidades con un mayor potencial, y por consiguiente las que presentan un mayor número de parques eólicos. Sin embargo, en este proyecto se evaluarán otras ubicaciones con menor carga eólica, lo que podría favorecer la integración del parque a la red eléctrica, ya que líneas con alta penetración renovable pueden suponer una alta inestabilidad al sistema, siendo contraproducente para la fiabilidad de la red. Figura 6. Densidad de potencial eólico medio anual a 80m [6] En un primer momento se analizó la comunidad de Cataluña, en la que se han destacado dos emplazamientos de gran potencial eólico: el Parque Natural de la Albera en Girona y la Serra de Llaberia en Tarragona. Para estimar el recurso eólico de las zonas se ha recurrido a la base de datos del Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía [6]. L Evaluación del Potencial Eólico 12 Aerogenerador Dólares Euros Alstom ECO 100 3.248.573,8 $ 2.680.122,50 € Vestas V90-3000 2.810.980,3 $ 2.319.101,23 € Enercon E82/3000 2.590.932,1 $ 2.137.558,15 € Tabla 6. Costes asociados a modelos de aerogeneradores de 3MW [10] Como se aprecia en la Tabla 6, el aerogenerador más económico a priori, y atendiendo únicamente a los costes de implementación, es el modelo de Enercon, pero esto no es suficiente, aún hace falta comprobar que esta elección no afecte a la producción anual de energía. Para comprobar esto último se comenzará comparando las distintas curvas de potencia considerando la velocidad del viento más probable en nuestro emplazamiento, que corresponde a velocidades entre 8-9 m/s como se muestra en la Figura 15. Además, en la Figura 16 al comparar los tres aerogeneradores se muestra como, para el intervalo de velocidades anterior, el modelo de Alstom presenta una mayor potencia frente al modelo Vestas y Enercon. Dada esta situación se simularán en Openwind [11] tanto el modelo Alstom como el de Enercon para comparar la producción de éstos en nuestro parque. Figura 15. Datos de viento para el emplazamiento en Openwind [11] Figura 16. Curvas de potencia para los tres modelos de aerogeneradores de 3MW [7] Para poder simular ambos modelos ha sido necesario introducir un nuevo modelo de turbina, concretamente el de Enercon, ya que el modelo de Alstom ya se encuentra incorporado en Openwind. Para ello, una vez en el interfaz de Openwind se ha accedido en ‘Settings’ seguido de ‘Turbine Types’, desde ahí se puede introducir un nuevo modelo dándole a ‘New’. En la Figura 17 se muestra la pantalla donde volcar todos los datos en relación al modelo, pero uno de los más importantes y del que dependerán fuertemente los resultados de producción es la curva de potencia del aerogenerador para una densidad del aire de 1.225 kg/m3. 0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 Potencia (KW) Velocidad del Viento (m/s) Curvas de Potencia Alstom Vestas Enercon 13 Diseño de un Parque Eólico de 30MW Figura 17. Pestaña de Openwind para crear un nuevo modelo de turbina [11] Finalmente, el parque constará de la implantación de 10 aerogeneradores para conseguir los 30 MW instalados, optimizando su colocación para maximizar la producción. Como se realizará el cálculo de producción óptima con Openwind se explicará más adelante, ya que por ahora solo nos interesa la producción anual para determinar que aerogenerador seleccionar como mejor opción. Según la Tabla 7 se puede concluir que la instalación de 10 aerogeneradores del modelo Alstom suponen un incremento en la producción anual del 20.01 % con respecto al modelo de Enercon. Por esto, el modelo Alstom será el elegido pese a ser el más costoso en inversión inicial, pues su mayor producción anual podría amortizar dicho coste a largo plazo. Aerogenerador Energía anual neta Alstom ECO 100 122,10 GWh Enercon E82/3000 101,66 GWh Tabla 7. Producción de energía anual neta del parque según el modelo de turbina [11] 2.3 Simulación y producción del parque eólico 2.3.1. Openwind A continuación, se procedera al diseño del parque de manera óptima, teniendo de resultado tanto la posición geográfica de los aerogeneradores como la potencia eléctrica producida. Para ello se recurrirá al programa Openwind [11], un software de simulación mediante métodos numéricos para el diseño de instalaciones de producción eléctrica que dependan de un recurso eólico. Previo a la simulación, es necesario preparar la información que el programa requiere para su ejecución, entre ellos el recurso eólico y la topografía del terreno. 2.3.1.1 Recurso eólico En este apartado se procederá a conseguir el fichero que contenga la información sobre la orientación predominante, velocidad media anual y probabilidad del viento para el emplazamiento, en nuestro caso en Navarra. Los datos serán extraidos del IDAE [6], entidad pública empresarial adscrita al Ministerio de Energía, Turismo y Agenda Digital, datos que se muestran en la Figura 18. Estos datos son leídos por Openwind mediante un fichero .tab, por lo que se describirá a continuación el procedimiento para obtenerlo. Antes de todo, cabe aclarar que la aplicación del IDAE trabaja con dos capas, una de 2,5 km de resolución y otra de 100 m. Mientras que la de 2,5 km aporta datos para 16 orientaciones a 80m de altura, la de 100 m de resolución solo da la Evaluación del Potencial Eólico 14 velocidad del viento media en el emplazamiento y probabilidad de que se dé otra velocidad a 30, 60, 80 y 100 m. Dada la falta de datos que aporta la capa de 100 m, se ha recurrido a la de 2,5 km para los datos que se aportarán al programa. Figura 18. Datos de viento para el emplazamiento a 80m según la dirección [6] Para elaborar el fichero recurriremos al Excel [12], ahí se volcarán los datos en el orden y forma que Openwind pueda leerlos. El orden es el siguiente: 1ª Fila: Nombre del documento. 2ª Fila: Latitud (º), longitud (º) y altura a la que corresponden los datos (m). 3ª Fila: Número de orientaciones que forman la rosa de los vientos, incremento entre velocidades de viento (m/s) y offset de la dirección del viento (por defecto será 0). 4ª Fila: Probabilidad de que el viento circule por cada una de las orientaciones del viento que componen la rosa. 5ª Fila y en adelante: Velocidad del viento y probabilidad de que se dé esa velocidad para cada orientación. Figura 19. Hoja Excel con datos de viento [12] 15 Diseño de un Parque Eólico de 30MW En la Figura 19 se muestra la ubicación exacta en la que cada dato ha de ser colocado, pues de lo contrario o en caso de saltarse alguno, incluso el nombre del documento, la lectura del mismo podría ser errónea. Al trabajar con Excel puede darse el caso de trabajar con los decimales mediante comas, es necesario utilizar puntos en su lugar pues el programa Openwind malinterpretaría los datos introducidos a causa de las comas. En nuestro caso, se ha introducido las coordenadas céntricas de nuestra ubicación junto a los 80 m de altura a la que se han obtenido los datos. Además, se ha dividido la rosa de los vientos en 16 sectores, empezando desde el Norte y siguiendo en sentido horario, y desde velocidades del viento de 1 a 30 m/s con incrementos de 1 m/s. La probabilidad de cada orientación es dada por el IDAE, pero la probabilidad de cada velocidad viene dada por los coeficientes de forma y de escala de la distribución de Weibull, coeficientes también dados por el IDAE. Para determinar la probabilidad se recurrirá a la función estadística de Weibull con la siguiente expresión: DIST.WEIBULL( x ; alfa ; beta ; acumulado ) Donde ‘x’ es el valor de la velocidad del viento que se desea evaluar, ‘alfa’ corresponde al factor de escala (C), ‘beta’ corresponde al factor de forma (K), y el valor de ‘acumulado’ tomará el valor de TRUE o FALSE según se quiera la función de distribución acumulada o la de densidad de probabilidad, en este caso se usará el valor de FALSE. A cada orientación le corresponde un factor de forma y de escala constante para todas las velocidades del viento. Para terminar de elaborar la tabla hay que saber que Openwind leerá las probabilidades en tanto por mil, por lo que cada una se multiplicará por 1000. Una vez completada la tabla, es necesario convertir el fichero de extensión .xlsl en uno tipo .tab, este ultimo es el formato que Openwind es capaz de leer. Para llegar a él, el fichero excel se guardará previamente como formato texto, delimitado por tabulación para evitar el mezclado de datos, y se modificará su extensión a .tab finalmente. 2.3.1.2 Mapa topográfico El relieve del terreno es otro de los datos relevantes que son necesarios aportar en el programa, estos serán extraídos de una aplicación proporcionada por la NASA llamada “GLOBAL DATA EXPLORER” [13], que contiene datos sobre la topografía del terreno en varios formatos para distintas aplicaciones. Antes de empezar, se ha de recordar que los datos sobre el recurso eólico obtenido anteriormente son válidos para el área comprendida en un cuadrado de 5 km de lado, por lo que se intentara extraer únicamente dicha área dado que fuera de ella los datos eólicos obtenidos pierden validez. Figura 20. Area del emplazamiento definida con GLOBAL DATA EXPLORER [13] La aplicación permite definir un rectángulo aportando las latitudes y longitudes que lo encierran, ésto se muestra Evaluación del Potencial Eólico 16 en la Figura 20. En este caso el area queda definida por las siguientes coordenadas: Latitud Norte: 42,81 Latitud Sur: 42,77 Longitud Este: -1,98 Longitud Oeste -2,04 Una vez definido solo se tienen que descargar los datos, al hacerlo saldrá una pantalla como la que se muestra en la Figura 21. Es necesario que, en la parte correspondiente al formato, se seleccione ‘ArcASCII’. Dentro del fichero .zip que se descargue, se encontrarán dos archivos, un .prj y un .asc, este último es el que se aportara al Openwind. El campo que pone ‘Research Area’ no afectará al formato ni contenido del archivo descargado por lo que puede rellenarse con la opción que se desee. Figura 21. Descarga de datos topográfico [13] 2.3.2 Simulación En este apartado se intentará explicar el procedimiento seguido para las simulaciones. Para comenzar, en la Figura 22 se muestra el interfaz de Openwind, en el cual se han volcado los archivos tratados en los apartados anteriores. Esto se realiza simplemente arrastrando ambos archivos sobre el interfaz para incorporarlos. En el caso del fichero con el mapa topográfico, cabe indicar que el programa solicitará que se defina la resolución de las coordenadas, esto se debe a que Openwind trabaja con coordenadas UTM, aunque reconozca también las geográficas. Es por esto que el programa pasará de las coordenadas geográficas del archivo a UTM, y para ello preguntará con que exactitud, ya que toda conversión conlleva un cierto error, por defecto se seleccionarán 15 m. 17 Diseño de un Parque Eólico de 30MW Figura 22. Interfaz de Openwind con datos de viento y topográficos [11] Los ficheros .tab y .asc son representados por Openwind, en el caso del .asc es conveniente que una vez introducido se modifique la interpretación que el programa hace del mismo para su correcta lectura. Al cliquear sobre él y accediendo a ‘Interpretation’ habría que indicar que interprete el archivo como ‘Terrain Elevation’, además, en ‘Color Scale’ se recomienda cambiar el ‘Lower limit’ a 0 para una mejor visualización de los datos. Para la simulación, ésta se dividirá en tres etapas, la primera será la creación del mapa de viento, la segunda consistirá en la creación de la capa de turbinas y la tercera en la optimización del diseño. 1) Mapa de viento: Una vez nos encontramos en el escenario de la Figura 22, es necesario crear una nueva capa haciendo clic derecho sobre el menú y dar a ‘New layer’, y a continuación seleccionar el tipo de capa, en nuestro caso ‘Wind Map’. Dentro de esta nueva capa se introducirán los archivos .tab y .asc para que ésta los reconozca e incluya en sus resultados de simulación. Llegados a este punto, se ejecutará la simulación haciendo clic derecho sobre la capa y dándole a ‘Calculate…’, acto seguido se tendrá que definir el área de muestreo, para ello no se saldrá en ningún caso del área coloreada. Una vez seleccionado el área, surgirá una pestaña como la que se muestra en la Figura 23, donde se indicarán, entre otras cosas, las coordenadas UTM del área cudrilátera seleccionada, el número de sectores en los que dividir el mapa, y la altura a la que calcular la capa de viento. En este caso, el número de sectores se dejarán en 12 por defecto, y la altura que se calculará será a los 90 m, siendo ésta la altura del buje del modelo de aerogenerador que se ha decidido instalar. Cabe señalar que para el cálculo de la producción de aerogeneradores a alturas de buje distintas de 90 m se deberá simular nuevamente para la altura correspondiente, es por ellos que Openwind permite simular hasta para 6 alturas diferentes de una misma área de muestreo. Tras un tiempo de ejecutar la simulación se crearán nuevos archivos junto a los anteriores, como se muestra en la Figura 24, con información como la velocidad media del viento en cada zona a la altura deseada. Evaluación del Potencial Eólico 18 Figura 23. Configuración de parámetros para el cálculo del mapa de viento [11] Figura 24. Mapa de viento a 90m de altura [11] 2) Capa de turbinas: Para la creación de esta capa se accederá nuevamente a ‘New layer’, pero esta vez seleccionando ‘Turbine Layout’, acto seguido se creará la capa que contendrá la información relacionada con el número, ubicación y modelo de los aerogeneradores. Dentro de ésta se deberá indicar el modelo de aerogenerador que se empleará para la simulación, siendo éste el indicado con el nombre de ‘Alstom ECO 100 3.0 Class 2A’, pues contiene los datos del modelo que ya se indicó en apartados anteriores. A continuación, se incorporarán las turbinas pinchando sobre la capa de turbinas, seguido del icono , y una vez hecho esto, se podrán incluir tantos aerogeneradores como se desee haciendo clic derecho sobre el mapa que muestra el interfaz. En nuestro caso se incorporarán 10 aerogeneradores en la ubicación que queramos, puesto que más adelante se procederá a su optimización. 19 Diseño de un Parque Eólico de 30MW Por último, esta nueva capa con nombre inicial ‘New_Layout’ debe ser introducida dentro de la capa del mapa de viento para que ésta la perciba. En la Figura 25 se muestra el resultado del fichero tras todas estas operaciones ya descritas. Figura 25. Ejemplo de insertar campo de turbinas [11] 3) Optimización del diseño: Ya habiendo creado las capas de viento y turbinas en su totalidad, sólo queda la optimización del diseño del parque, que consiste en un mejor posicionamiento de los aerogeneradores. Para ello, la operación a seguir es muy simple, accediendo en ‘Operations’ se puede ejecutar ‘Optimise Turbine Positions’. Este comando procederá a reubicar las turbinas mediante una sucesión de iteraciones que maximicen la producción de energía neta del conjunto. Una vez realizada esta operación y tras unas 1200 iteraciones que garanticen la optimización, al no apreciarse variaciones en la generación ni posición, se procede a detener la simulación con ‘Stop Optimiser’. En el caso de nuestro parque eólico, la posición final de las turbinas en el mapa se muestra en la Figura 26, aunque más adelante se mostrarán las coordenadas exactas. Figura 26. Campo de turbinas optimizado [11] Evaluación del Potencial Eólico 20 2.3.3 Resultados Una vez efectuada todas las simulaciones en Openwind, ahora se aportarán todos los resultados obtenidos junto a la interpretación de los mismos. Uno de los parámetros clave es la producción de energía neta anual media de valor 122,1 GWh, como ya se indicó en la Tabla 7. Partiendo de este dato, se mostrará el desglose de esta energía para cada aerogenerador, así como un conjunto de parámetros a tener en cuenta por la información que aportan. Para ello se accederá en Openwind a ‘Operations’ seguido de ‘Energy Capture’, donde se mostrará un resumen de los resultados de la simulacion. Turbinas X (m) Y (m) Energía Bruta (MW/año) Energía Neta (MW/año) Eficiencia (%) Factor de capacidad (%) 1 578656 4736717 12149,95 12112,69 99,693 46,059 2 579710 4740017 12670,73 12624,66 99,636 48,006 3 582056 4739598 12272,41 12076,02 98,400 45,920 4 581891 4739344 12385,38 12100,44 97,699 46,013 5 579104 4738967 12156,29 12094,36 99,491 45,990 6 582413 4740017 12507,85 12432,88 99,401 47,277 7 581161 4738067 12317,079 12179,89 98,886 46,315 8 581659 4738418 12463,78 12152,42 97,502 46,210 9 581395 4738270 12198,89 11986,44 98,258 45,579 10 582812 4740017 12524,17 12344,51 98,565 46,941 Tabla 8. Resultados de la simulación por aerogenerador [11] Como se puede apreciar, en la Tabla 8 se encuentra parte de los resultados de la simulación más significativos de cada aerogenerador, como: • Localización: expresada en coordenadas UTM mediante las components ‘X’ e ‘Y’. • Energía bruta y neta: dan idea de las pérdidas internas de la instalación como de la producción. • Eficiencia: se puede deducir de los parámetros anteriores, siendo el cociente entre la energía neta y la bruta. • Factor de capacidad: da idea de las horas anuales de funcionamiento de la instalación a plena capacidad de producción. Con estos resultados se puede llegar a algunas conclusiones. Una de ellas viene a raíz de la elevada eficiencia y factor de capacidad de cada uno de los aerogeneradores, lo que viene a consecuencia de no haber considerado las distintas pérdidas que interviene en reducir la producción, como las perdidas aerodinámicas, eléctricas, de curtailment, etc., pudiendo limitar la eficiencia y el factor de capacidad a un 40 y 33% respectivamente. Además, se puede comprobar como todos los aerogeneradores presentan un comportamiento similar entre ellos, todos funcionando aproximadamente el mismo número de horas y produciendo 12,5 GWh netos al año. La producción del conjunto de las 10 turbinas da los 122,1 GWh del parque, así como un factor de capacidad global del 46,43%. 21 3 DISEÑO DE LA INSTALACIÓN ELÉCTRICA n este capítulo se describen los elementos que constituirán la infraestructura eléctrica del parque como primera aproximación. Estos elementos son el diseño del tendido eléctrico de distribución y la subestación transformadora. En esta útima no se entrará demasiado en detalles, puesto que su construcción se escapa del propósito de este proyecto. La red de media tensión de la instalación comprenderá desde la ubicación de cada aerogenerador a una subestación, que se hará de manera subterránea, y se indicarán los elementos mas significativos que constituyen una subestación, aportando una visión general de la misma. 3.1 Posicionamiento de la subestación Anteriormente se consiguió determinar la posición de cada uno de los aerogeneradores que contituyen la instalación, ahora se procederá a ubicar la subestación transformadora. La subestación es la encargada de aumentar la tension, de 20 kV del parque a 66 kV, y el lugar por donde pasa toda la energía generada por cada aerogenerador para transportarla al punto de evacuación. La ubicacion de ésta influye en las pérdidas por efecto Joule, directamente proporcionales a la distancia que recorren los cables que la conectan con los aerogeneradores, por lo que es importante minimizarlas mediante una adecuada ubicación. La ubicación de la subestación se determinará siguiendo las expresiones 2 y 3, simplificaciones que se basan en aproximar las coordenadas calculadas al centro de masa del conjunto de aerogeneradores. Donde: • 𝐿𝑥 y 𝐿y corresponden a las coordenadas cartesianas ‘X’ e ‘Y’ de cada aerogenerador respectivamente, referenciadas a un punto de origen. • 𝑃𝑖 corresponde a la potencia nominal de cada aerogenerador, en este caso todos son de 3 MW. • 𝑃𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 corresponde a la potencia total de la instalación, en este caso de 30 MW. Para aplicar las expresiones anteriores, se han utilizado las coordenadas UTM de los aerogeneradores como la primera componente del numerador, ya que éstas ya están referenciadas a un punto común. Finalmente, conocida la potencia de cada aerogenerador y la total de la instalación, se ha llegado a que la localización de la subestación será la mostrada en la Tabla 9. X (m) Y (m) SE 581085,7 4738943,2 Tabla 9. Coordenadas de la subestación transformadora 3.2 Configuración de líneas de media Para determinar la configuración de las líneas subterráneo se tendrá un criterio claro, el minimizar los metros instalados que repercutirán, tanto en una reducción de costes de instalación y materiales, como en las pérdidas térmicas. Dado el objetivo de interconectar el conjunto de aerogeneradores con la subestación, se ha partido de la configuración más utilizada en este tipo de instalaciones: agrupar las turbinas en multiples circuitos o ramas independientes conectados en serie hasta llegar a la subestación, así como también que la turbina más próxima E 𝑆𝐸(𝑋)=∑𝐿𝑥,𝑖∗𝑃𝑖 10 𝑛=1 𝑃𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 (2) 𝑆𝐸(𝑌)=∑𝐿y,i∗𝑃𝑖 10 𝑛=1 𝑃𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 (3) Diseño de la Instalación Eléctrica 28 Tabla 16. Factores correctores por temperatura [14] Según una estación meteorológica en Pamplona [16], se han conseguido datos de la temperatura media diaria del terreno a 500 mm de profundidad, los cuales se han dado por válidos por su proximidad al emplazamiento. Estos datos oscilan entre los 5ºC y los 25ºC a lo largo de un año, dando una media anual de 14ºC. Dicho esto, se podrá considerar que para una temperatura del terreno de 15ºC usaríamos un factor corrector de temperatura de 1,06 dado que el aislante es tipo HEPR. 2º) Factor corrector por resistividad térmica del terreno. Table 17. Factores correctores por resistividad térmica del terreno [14] Según el Gobierno de Navarra, el Parque Natural Urbasa-Andia está formado por rocas caliza [17], lugar muy próximo al emplazamiento del parque y, por tanto, éste determina el material que constituye nuestro terreno. Dada la naturaleza caliza del suelo, su resistencia térmica es de 2,5 K*m/W. Tabla 18. Resistividad térmica del terreno 29 Diseño de un Parque Eólico de 30MW Este factor corrector depende no sólo de la resistencia térmica, sino también de la sección del cable que se pretende determinar, y por consiguiente de la intensidad con la que trabajamos. Esto nos lleva, considerando las altas intensidades con las que se trabajan, a valorar dos posibles factores correctores: 0,8 o 0,79. Estos valores se definirán mediante un proceso iterativo simple, comprobando, una vez se tenga la sección asignada, que su factor corrector correspondiente no modifique la sección resultante. 3º) Factor corrector por profundidad de soterramiento. Tabla 19. Factores correctores por profundidad de soterramiento [14] Al igual que para el factor corrector de la resistividad térmica, el de profundidad también depende de la sección del conductor, en este caso teniendo en cuenta si nos encontramos en secciones ≤185 mm2 o mayores. Además, se tomará una profundidad de 0,6 m, reduciendo los costes de excavación para su instalación, reduciendo la sección de cable necesaria, y siendo una profundidad para la que los datos de temperatura del terreno disponibles tienen validez. Se llega a la conclusión de que, para la intensidad generada por 3 turbinas, se emplea un factor de 1,04, y en el caso de 4 turbinas, un factor de 1,07. Finalmente se muestran en la Tabla 20 los resultados de todo este proceso, seleccionando dos secciones distintas, una de 240 mm2 para las dos ramas de 3 aerogeneradores y una de 400 mm2 para la rama de 4 aerogeneradores. Circuito 1 Circuito 2 Circuito 3 Pn (kW) 3000 Vn (kV) 20 Fdp 0,87 Nºaer serie 3 3 4 In (A) 298,63 298,63 398,17 FC 0,882 0,882 0,896 Iz (A) 338,61 338,61 444,38 Sección(mm2) 240 240 400 Tabla 20. Secciones resultantes del criterio térmico Con estos resultados se puede identificar dos secciones diferentes, las cuales podrían dificultar las operaciones de mantenimiento. Es por esto que inicialmente se modificarán la distribución de las mismas, realizando las conexiones a la subestación con una sección común, sobredimensionando algunos tramos y ajustando otros. Dado que la sección del circuito 3 deberá ser de 400 mm2 según norma, ésta será la sección común a utilizar, además, dado que la sección de 240 mm2 soporta la producción de hasta 3 turbinas, en parte del circuito 3 se empleará ésta para minimizar costes de instalación. Diseño de la Instalación Eléctrica 30 Figura 31. Secciones de línea por tramos tras el criterio térmico 3.3.3 Elección de la sección del conductor por criterio de caída de tensión Una vez se verifique el cumplimiento del criterio térmico, que contempla asegurar la integridad de la instalación, se evaluará con el criterio de caída de tensión el buen funcionamieto de la misma. Este criterio consistirá en evitar caídas de tensión que perjudiquen tanto a los aerogeneradores como a la subestación, de un 10% (según el catálogo del modelo Alstom ECO 100 http://pdf.archiexpo.com/pdf/alstom/eco-100-platform- powerof3/88574-142463.html) de la tensión nominal de 20 kV para las turbinas según especificaciones. Según el RD 1955/2000 [18], se establece que, tanto para líneas de alimentación para el consumidor, como para líneas de distribución como es la de nuestro caso, los límites máximos de variación de la tensión se fijan en ±7%, es por ello que por seguridad se intentará no superar más del 5%. Para ello se recurrirá a un sistema de cálculo simplificado que se decribirá a continuación: Donde: • ∆VL es la caída de tensión que experimenta la línea. • Vn es la tensión nominal de la red de distribución. • Ro y Xo son la resistencia e impedancia de la línea respectivamente para una sección de conductor determinada. • 𝑃𝑖 y 𝑄𝑖 la potencia activa y reactiva que circula por la línea respectivamente. • r y x son la resistencia e impedancia por unidad de longitud de línea. • L es la longitud del tramo de línea. Dicho esto, procederemos a determinar el valor de Ro y Xo, para ello se recurrirá a las especificaciones que ∆𝑉𝐿= 1 𝑉𝑛∑(𝑅𝑜𝑖𝑃𝑖+ 𝑋𝑜𝑖 𝑄𝑖) 𝑛 𝑖=1 (6) 31 Diseño de un Parque Eólico de 30MW proporciona Prysmiam, fabricante de cables entre otros elementos asociados a éstos, en concreto de los cables Eprotenax Compact (muy habituales en instalaciones de media tensión). Tabla 21. Resistencia unitaria por sección en Ω/km [19] Tabla 22. Reactancia unitaria por sección en Ω/km [19] Secciones (mm2) r (ohm/km) x (ohm/km) 240 0,168 0,102 400 0,105 0,096 Tabla 23. Valores de resistencia y reactancia unitarias para las secciones seleccionadas [19] En la Tabla 21 y Tabla 22 se muestran las resistencias (r) y reactancias (x) por unidad de longitud para conductores de aluminio con aislante tipo HEPR y diferentes secciones. Por consiguiente, partiendo de las secciones anteriormente seleccionadas y conociendo la longitud de cada tramo de cable, se obtiene fácilmente Ro y Xo. La potencia activa y reactiva también es conocida, dada la potencia nominal, el factor de potencia del generador y el número de turbinas que conecta dicho cable con la subestación. Ya estaríamos predispuestos al cálculo de la caída de tensión de cada circuito, la cual se mostrará de manera porcentual con respecto a la tensión nominal. Diseño de la Instalación Eléctrica 32 Caída de Tensión (V) Circuito 1 Circuito 2 Circuito 3 ΔU1-5 77,71 ΔU7-9 10,49 ΔU10-6 13,51 ΔU5-2 82,13 ΔU9-8 20,50 ΔU6-3 37,29 ΔU2-SE 125,19 ΔU8-SE 55,77 ΔU3-4 30,78 ∑ ΔU 285,02 ∑ ΔU 86,77 ΔU4-SE 86,03 ΔUC1 (%) 1,43 ΔUC2 (%) 0,43 ∑ ΔU 154,10 ΔUC3 (%) 0,77 Tabla 24. Caidas de tesión de cada circuito Se observa en la Tabla 24 que en ningún caso se supera el 5% de caída de tensión, por lo que no se altera los resultados del criterio térmico. Así mismo, cabe destacar que el circuito 1 es el que presenta una mayor caída dada la longitud de los cables. 3.3.4 Elección de la sección del conductor por criterio económico Los criterios anteriores se aseguraban del correcto funcionamiento de la instalación, el criterio económico únicamente evaluará la posibilidad de aumentar la producción y rentabilidad de la misma. Se contemplarán tanto los costes que supondrá la instalación de la línea, como los asociados a las pérdidas energéticas, las cuales se valorarán mediante el uso de Valor Actual Neto (VAN) como ratio financiera. 𝑉𝐴𝑁(𝑆)=−𝐶𝐿(𝑆)−𝐶𝐸𝑃∗(1+𝑖)𝑁−1 𝑖∗(1+𝑖)𝑁 (7) Donde: • CL es el coste de línea de la instalación. • CEP el coste de pérdidas energéticas de la instalación. • i es la tasa de descuento del proyecto. • N son los años de amortización del parque eólico. Esta tasa de descuento (i) depende principalmente de las condiciones del préstamo que se llegue con la empresa financiera. Para este proyecto se considerará una tasa del 4%, pues tradicionalmente es la que se ha aplicado en este tipo de proyectos. Además, los parques eólicos hoy en día se acaban amortizando a lo largo de 20 años, lo que nos lleva a considerarlo un apropiado valor de N. Donde: • L es la longitud de cable a instalar. • pL es el precio de la línea. • Ep son las pérdidas energéticas producidas por los cables. • pE es el precio de la energía en España. 𝐶𝐿=𝐿∗𝑝𝐿 (8) 𝐶𝐸𝑃=𝐸𝑝∗𝑝𝐸 (9) Para determinar el coste de cualquier línea, se debe conocer el precio de la misma para las diferentes secciones a evaluar. Para ello se ha recurrido a un generador de precios elaborado por CYPE Ingenieros y diversas empresas vinculadas a la arquitectura y la ingeniería [20], del cual se han obtenido precios para algunas secciones del tipo de cable con el que tratamos (95,150,240,400 mm2). Para determinar el precio de secciones adicionales a las proporcionadas, se establece una línea de tendencia que permita estimarlas de la manera más precisa 33 Diseño de un Parque Eólico de 30MW Donde: • T son las horas de un año (8760 horas). • 𝐼𝑒𝑓 es la intensidad eficaz. Esta energía no solo dependerá de la resistencia del cable, sino de la intensidad media ponderada que se espera generar por los aerogeneradores a lo largo de un año, o intensidad eficaz. Ésto se debe a la incertidumbre de la generación a causa de factores como la velocidad del viento en cada instante, es por ello que se considerará la curva de potencia junto a la probabilidad de producción que aporta la distribución de Weibull. Como se muestra en la Figura 15, Openwind proporciona la frecuencia del viento para 16 orientaciones de un mismo emplazamiento, pero para este caso solo nos interesará saber la frecuencia con la que se dan determinadas velocidades, es por ello que se realizará el sumatorio de cada una de las filas que se muestran en la figura para obtener la probabilidad que buscamos. La distribución es la mostrada en la Figura 33 como resultado de la operación anterior. posible. Figura 32. Línea de tendencia para precios de cables según sección [20] Se ha aproximado la línea mediante un polinomio de grado dos, dando un valor de R cuadrado del 99,9%, lo que demuestra la gran aproximación de la misma. Con esta tendencia se han calculado algunas secciones como las que se muestran en la Tabla 25, junto a sus respectivos valores de r que serán útiles a continuación. Sección (mm2) r (ohm/km) Costes (€/m) 240 0,168 13,64 300 0,136 16,37 400 0,105 22,49 500 0,089 29,93 Tabla 25. Valor de precios y resistencias unitarias según sección [19][20] Las perdidas energéticas se calcularán de manera aproximada mediante la expresión que se pondrá a continuación: 𝐸𝑝= 3 ∗ 𝑟(𝑆)∗𝐿∗𝐼𝑒𝑓2∗𝑇 (10) 9,83 11,2 13,64 22,49 y = 9E-05x2- 0,0042x + 9,5255 R² = 0,999 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 50 100 150 200 250 300 350 400 450 Coste (€) Sección (mm2) Coste de las secciones Diseño de la Instalación Eléctrica 34 Figura 33. Distribución de Weibull para el emplazamiento del parque [11] Adicionalmente, se muestra en la Tabla 26 la curva de potencia mostrada en la Figura 16 para el modelo de Alstom, pero de forma discretizada para facilitar su uso en operaciones, pero sin considerar pérdida alguna en su producción. Curva de potencia Velocidad (m/s) Potencia (KW) Velocidad (m/s) Potencia (KW) 0-1 0 15-16 3000 1-2 0 16-17 3000 2-3 0 17-18 3000 3-4 58 18-19 3000 4-5 168 19-20 3000 5-6 335 20-21 3000 6-7 578 21-22 3000 7-8 901 22-23 3000 8-9 1315 23-24 3000 9-10 1821 24-25 3000 10-11 2365 25-26 3000 11-12 2755 26-27 3000 12-13 2900 27-28 3000 13-14 2975 28-29 3000 14-15 2998 29-30 3000 Tabla 26. Curva de potencia del modelo Alstom discretizada [7] Dado que la curva de potencia que a cada aerogenerador caracteriza se establece en condiciones óptimas de operacion, una vez implantado experimentan condiciones diferentes, y éstas se manifiestan en ineficiencias. Las pérdidas se pueden clasificar en pérdidas eléctricas, mecánicas o aerodinámicas, de las cuales no todas se han contemplado en este proyecto dada la idealidad de la simulación de Openwind, como el 0% de pérdidas eléctricas que viene por defecto. El programa determinó que el 98,75% de la energía bruta acabaría siendo energía neta, por consiguiente, se considerará a éste como coeficiente global que represente la eficiencia del parque. La intensidad eficaz del parque vendrá definida por la siguiente expresión matemática: 0 0,02 0,04 0,06 0,08 0,1 0,12 Probabilidad Intervalos de velocidad (m/s) Distribución de Weibull 35 Diseño de un Parque Eólico de 30MW 𝐼𝑒𝑓=√∑𝐼𝑖2∗𝑇𝑖 𝑇 (11) 𝐼𝑖=𝑃𝑛 √3∗𝑉𝑛∗𝑓𝑑𝑝 (12) Donde: • 𝐼𝑖 es la intensidad que atraviesa la línea i a una velocidad del viento determinada. • 𝑇𝑖 son las horas del año en las que se da una velocidad del viento determinada. Con los datos de la distribución de Weibull se conoce 𝑇𝑖 y con la potencia neta de los aerogeneradores en las condiciones de operación se conoce 𝐼𝑖, pudiendo hallar el valor de 𝐼𝑒𝑓 de una turbina. Para el cálculo de 𝐸𝑝 se considerará el número de aerogeneradores que comunica cada tramo con la subestación por el valor de 𝐼𝑒𝑓. Velocidad (m/s) Potencia Bruta (KW) Potencia Neta (KW) Ii (A) Probabilidad Ti (horas) Ii2 * Ti 0-1 0 0 0,00 0,013 112,1 0 1-2 0 0 0,00 0,030 259,0 0 2-3 0 0 0,00 0,048 416,6 0 3-4 58 57 1,90 0,065 567,5 2050 4-5 168 166 5,50 0,080 697,5 21136 5-6 335 331 10,98 0,091 795,2 95814 6-7 578 571 18,94 0,097 852,5 305808 7-8 901 890 29,52 0,099 865,2 754134 8-9 1315 1299 43,09 0,095 833,4 1547263 9-10 1821 1798 59,67 0,087 762,3 2714206 10-11 2365 2336 77,49 0,076 662,2 3976569 11-12 2755 2721 90,27 0,062 546,0 4449280 12-13 2900 2864 95,02 0,049 427,4 3858888 13-14 2975 2938 97,48 0,036 317,9 3020580 14-15 2998 2961 98,24 0,026 225,2 2172788 15-16 3000 2963 98,30 0,017 152,5 1473260 16-17 3000 2963 98,30 0,011 99,3 959117 17-18 3000 2963 98,30 0,007 62,6 604833 18-19 3000 2963 98,30 0,004 38,6 372773 19-20 3000 2963 98,30 0,003 23,5 226660 20-21 3000 2963 98,30 0,002 14,2 137122 21-22 3000 2963 98,30 0,001 8,6 83049 22-23 3000 2963 98,30 0,001 5,2 50509 23-24 3000 2963 98,30 0,000 3,2 30845 24-25 3000 2963 98,30 0,000 2,0 18868 25-26 3000 2963 98,30 0,000 1,2 11519 26-27 3000 2963 98,30 0,000 0,7 6991 27-28 3000 2963 98,30 0,000 0,4 4204 28-29 3000 2963 98,30 0,000 0,3 2498 29-30 3000 2963 98,30 0,000 0,2 1462 Ief (A) 55,42 Tabla 27. Datos para el cálculo de la intensidad eficaz Diseño de la Instalación Eléctrica 36 Al estar ya en predisposición de aplicar la formula (5), se mostrará el conjunto de secciones, mayores que las establecidas como mínimas por los criterios anteriores, susceptibles a suponer una mejora en los beneficios de la instalación. Cada circuito, al estar contituido por al menos dos secciones diferentes, se ha analizado cada uno de los tramos por separado mostrandolo a continuación: Pérdidas Energéticas por tramos (MWh) Sección (mm) Circuito 1 Circuito 2 Circuito 3 Ep1-5-2 Ep2-SE Ep7-9-8 Ep8-SE Ep10-6-3-4 Ep4-SE 240 190,17 - 33,22 - 152,82 - 300 153,95 - 26,89 - 123,71 - 400 118,86 133,10 20,76 59,30 95,51 121,96 500 100,75 112,82 17,60 50,26 80,96 103,38 Tabla 28. Pérdidas energéticas por tramos en MWh Una vez conocidas las pérdidas y el coste de las diferentes secciones, se mostrarán los costes de las líneas junto a los costes por pérdidas energéticas, pero por último es necesario determinar el valor económico que presenta la energía pérdida. Para identificar dicho valor, se ha recurrido a la organización OMEI [21] gestionadora del mercado mayorista de la electricidad, examinando el precio medio anual de los últimos tres años. Tabla 29. Precios medios mensuales y anuales de los tres últimos años [21] Dado los datos aportados en la Tabla 29, se ha decidido estimar el precio de la energía en 44,41 €/MWh. Además, en la Tabla 32 se ha calculado el VAN para cada uno de los tramos indicando, con el valor más bajo marcado en rojo, cual resultaría la sección más económica a largo plazo. Costes de línea por tramos (€) Sección (mm) Circuito 1 Circuito 2 Circuito 3 CL1-5-2 CL2-SE CL7-9-8 CL8-SE CL10-6-3-4 CL4-SE 240 47828,6 - 8353,6 - 17082,1 - 300 57385,5 - 10022,8 - 20495,4 - 400 78861,1 39248,7 13773,7 17486,0 28165,4 20230,4 500 104933,6 52224,9 18327,5 23267,1 37477,2 26918,8 Tabla 30. Costes de línea por tramos en € 37 Diseño de un Parque Eólico de 30MW Costes de pérdidas energéticas por tramos (€) Sección (mm) Circuito 1 Circuito 2 Circuito 3 CEP1-5-2 CEP2-SE CEP7-9-8 CEP8-SE CEP10-6-3-4 CEP4-SE 240 8445,6 - 1475,1 - 6786,8 - 300 6836,9 - 1194,1 - 5494,1 - 400 5278,5 5911,0 921,9 2633,4 4241,8 5416,4 500 4474,2 5010,2 781,5 2232,2 3595,4 4591,1 Tabla 31. Costes de pérdidas energéticas por tramos en € Valor Actual Neto por tramos (€) Sección (mm) Circuito 1 Circuito 2 Circuito 3 VAN1-5-2 VAN2-SE VAN7-9-8 VAN8-SE VAN10-6-3-4 VAN4-SE 240 -162607,6 - -28400,7 - -109317,6 - 300 -150301,9 - -26251,4 - -95162,2 - 400 -150597,9 -119580,7 -26303,1 -53275,3 -85812,6 -93841,5 500 -165739,1 -120315,8 -28947,7 -53602,8 -86340,1 -89313,0 Tabla 32. Valor Actual Neto (VAN) por tramos en € Por ello, se llega a la conclusión de aumentar las secciones de los tramos de 240 mm2 a 300 mm2, mientras que la mayoria de los de 400 mm2 se mantendrán constante. El tramo que conecta el aerogenerador 4 con la subestación, pese a recomendarse emplear una sección de 500 mm2, se mantendrá en los 400 mm2 iniciales para conservar la uniformidad de los cables que conectan con la misma. Por consiguiente, se muestra en la Figura 34 el valor y configuración de los conductores como resultado del cumplimiento de los tres criterios. Figura 34. Secciones de líneas por tramos definitivas para el parque Diseño de la Instalación Eléctrica 44 Potencia asignada (kVA) 100 Grupo de Conexión Dyn11 Tensiones asignadas Primaria (kV) 24 Secundaria en vacío (V) 420 Pérdidas En vacío (W) 145 En carga (W) 1475 Rendimiento Carga al 100% (%) cos(φ)=1 98,41 cos(φ)=0.8 98,02 Carga al 75% (%) cos(φ)=1 98,72 cos(φ)=0.8 98,40 Tabla 37. Características principales de los transformadores Ormazabal clasificados como AoBk [22] 3.3.4 Conexión celdas-transformador de potencia En el edificio de control se ubicarán las celdas y el transformador de servicios auxiliares, con el transformador de potencia fuera. Éstos se comunicarán con un cable de sección diferente a las ya analizadas, dado que por él pasará el total de corriente producida, por lo que se deberá dimensionar para la máxima posible (995,43 A) a la misma tensión de 20 kV. Volvemos a la norma UNE 211435:2011 [14], donde ahora solo se contemplará el criterio térmico, ya que por la corta longitud de la línea no cobran importancia los otros. Esta vez la línea es aérea, pero en la norma no existen cables que soporten corrientes tan elevadas, por lo que se empleará dos cables por fase. Al aplicar los factores correctores, se tomará que el cable estará expuesto a una temperatura ambiental de 40ºC, por lo que, al ser una agrupación de dos circuitos, sólo se aplicará el factor corrector por agrupación. Éstos se encuentran en la Tabla 38, donde se tomará el factor de 0,98 por utilizar una única bandeja perforada en horizontal y dos circuitos trifásicos. Tras aplicar la fórmula (5) se obtiene una intensidad máxima admisible de 1015,74 A, que al repartirse entre dos circuitos nos da 507,87 A por circuito. 45 Diseño de un Parque Eólico de 30MW Tabla 38. Factores correctores por agrupación de conductores [14] Finalmente, atendiendo a las especificaciones de la norma mostrada en la Tabla 15, dos cables de aluminio y aislamiento de HEPR al aire y con secciones de 300 mm2 serán capaces de aguantar la intensidad solicitada. 3.3.5 Aparamenta de protección, seguridad y sistemas de medida La subestación deberá disponer de elementos auxiliares que la capaciten de medios de actuación ante incidentes o accidentes, para ello se ubicará en la misma una serie de sistemas de medida y autoprotección. Dado que las celdas ya vendrían con interruptor automático y seccionador, los transformadores y demás elementos a los que se conecten quedarían protegidos ante cortocircicuitos, pero para protegerlo ante sobretensiones se instalarán dos autoválvulas aguas debajo de la celda, una en el lado de 20 kV del transformador de potencia y otra en el lado de 66 kV. Tras el transformador se instalará un seccionador e interrumpor automático que permita el aislamiento del transfomador en caso de falta. Finalmente, se instalará un transformador de intensidad y de tensión por fase de la red de media, que permitan realizar las mediciones necesarias y garantizar así el correcto funcionamieto de la subestación. En caso contrario, mandarían la orden a las protecciones pertinentes. Además, se instalará un pararrayos a la salida de la instalación que permita derivar a tierra todos los pulsos de tipo rayo que puedan impactar. 47 4 VIABILIDAD ECONÓMICA DEL PROYECTO ada la naturaleza de este tipo de proyectos, la rentabilidad del mismo determinará el futuro de éste, y determinarla será la finalidad de este capítulo. Una vez obtenidos los resultados, se discutirán y extraerán las conclusiones a la que nos conducirán. 4.1 Rentabilidad del proyecto La rentabilidad vendrá determinada por el índice ya utilizado anteriormente, el Valor Actual Neto (VAN). Tras un pequeño análisis de los ingresos y costes asociados al proyecto, se determinará un valor al VAN, que cuanto mayor valor adquiera, mayor rentabilidad supondrá la realización del mismo. Cabe destacar que, pese a que el VAN sea positivo, no asegurará el beneficio del proyecto, pero cuanto mayor sea su valor, mayor será la seguridad de que lo sea. La formula a seguir será la siguiente: 𝑉𝐴𝑁= −𝐴𝑜+∑ 𝐶𝐹𝑡 (1+𝑖)𝑡 𝑛 𝑡=1 (16) Donde: • Ao son los costes iniciales. • CF es el flujo de caja para cada año t. • n son el número de años de operación de la instalación (20 años). • i es el tipo de interés, del 4% para este proyecto. 4.2 Costes e ingresos derivados del Proyecto Para determinar cada término del VAN, se deberá identificar los diversos costes e ingresos asociados, estos son de manera simplificada: los costes iniciales, costes anuales por operación, costes finales por desmantelamiento, costes por pérdidas energéticas e ingresos de producción. Los costes iniciales son los generados por la implantación del proyecto, que son los más cuantiosos, los cuales se muestran en la Tabla 39 y son desglosados en el anexo de presupuesto. Obra Civil 123.306,12 € Aerogeneradores 26.801.225,00 € Ingeniería 5.379.137,39 € Infraestructura 1.107.501,70 € Total 33.411.170,21 € Tabla 39. Costes iniciales del proyecto D Viabilidad económica del proyecto 48 Figura 38. Estructura de costes de implantación del proyecto De estos costes se extrae la conclusión de que más del 80% del presupuesto de un parque eólico s invierte en la adquisición e incorporación de la instalación de los aerogeneradores, demostrando la importancia de la correcta elección de éstos a la hora de la creación de la instalación. Tras los 33.020.959,49 € de costes iniciales, se deben considerar los costes anuales que supone la operación y mantenimiento del parque, como son reparaciones, revisiones por parte de personal cualificado, personal de seguridad y el salario de los operarios. Todos estos se han estimado en 80.000 € anuales. Además, se han considerado los costes relativos al desmantelamiento de la instalación una vez finalicen sus años de operación. Éstos se han estimado en 300.000 €, los cuales se considerarán en el último año de funcionamiento. Los ingresos vienen dados por la energía producida, que como se mostró en capítulos anteriores, se cuantifican en 122,1 GWh al año, y dado su valor actual de 44,41 €/MWh, generan unos activos de 5.422.461,00 € anuales. La energía producida viene dada gracias a las 4070 horas equivalentes de funcionamiento del parque, un valor mucho mayor que el de los parques onshore convencionales, que rondan las 2000 horas equivalentes. Por consiguiente, como en este apartado se pretende ajustar los resultados económicos lo máximo posible a la realidad, se ha considerado aplicar un coeficiente de seguridad del 90%, reduciendo la energía producida en un 10%. El elevado número de horas equivalentes calculados por Openwind se justifica no sólo teniendo en cuenta que no se han cuantificado diversas pérdidas, sino que además se omitieron escenarios como las operaciones de mantenimiento, averías o escasa demanda eléctrica. Dadas las pérdidas energéticas causadas por la propia instalación eléctrica, que suponen a su vez la pérdida de 26.233,70 € anuales, y los activos producidos de 4.880.214,90 € anuales tras aplicar el coeficiente de seguridad, los ingresos netos se estiman finalmente en 4.853.981,20 €. 4.3 Resultados y conclusiones Una vez dispuestos a aplicar la fórmula del VAN con los datos ya expuestos en el apartado anterior, se llegan a los siguientes resultados: 0,369% 80,22% 16,10% 3,31% Costes de implantación Obra Civil Aerogeneradores Ingeniería Infraestructura 49 Diseño de un Parque Eólico de 30MW Años de operación 20 años Tasa de interés 4% Precio de la energía 44,41 €/MWh Pérdidas energéticas 590,72 MWh Costes iniciales 33.411.170,21 € VAN 31.331.876,25 € Tabla 40. Valor Actual Neto (VAN) del proyecto Se concluye, vistos los resultados, que el proyecto tiene una alta rentabilidad dado que el VAN supone más del 90% de los costes iniciales al cabo de 20 años de funcionamiento. Cabe destacar que el cálculo del VAN ha sido realizado basándose en la suposición de varios factores como el valor de los aerogeneradores, transformadores, ingeniería y tasa de interés. Además, no se han considerado algunos costes asociados a la creación del parque como son la aparamenta, elementos auxiliares o adquisición de los terrenos. Por estos motivos el cálculo del VAN no deja de ser una estimación, pero con el elevado valor mostrado y el bajo coste que suponen los elementos no contemplados, con respecto a las turbinas, el proyecto se puede considerar rentable con cierta seguridad de ello y aceptar los resultados. Viabilidad económica del proyecto 50 51 5 CONCLUSIONES n este proyecto se han expuesto los componentes principales que forman parte de cualquier diseño de un parque eólico, desde el estudio del recurso eólico disponible, hasta el diseño eléctrico de la red de media tensión. Queda fuera del alcance de este proyecto el diseño de las líneas de alta tensión de conexión de la subestación de evacuación eólica con instalaciones propias de la red de transporte o distribución. Otros aspectos del proyecto, como el diseño de la subestación, no se han detallado dada la intención de dar una aproximación sobre su composición básica, sin entrar en cálculos ni dimensionamientos. El trabajo se ha centrado sobre todo en la evaluación y cuantificación del recurso eólico mediante el uso de la herramienta Openwind, insertando en ésta tanto las características del terreno, como las de los aerogeneradores seleccionados. Para ello fue necesario considerar distintas ubicaciones y modelos de turbinas que permitan sacar el máximo partido a la instalación proyectada. El criterio principal para la selección fue la búsqueda de la máxima energía producida, traduciéndose en mayores ingresos que permitirían un aumento de la rentabilidad. A la hora de la selección del conductor eléctrico, además de considerar los criterios técnicos, se ha utilizado el criterio económico que ha permitido rentabilizar su dimensionamiento hasta en un 6,7% más que únicamente cumpliendo los criterios técnicos. Teniendo en cuenta que sólo el 1,55% de los costes de implantación del proyecto vienen a consecuencia de los conductores, una mejora del 6,7% puede no suponer un gran incremento en los beneficios económicos, pero si a este hecho se le suma un aumento de la vida útil de los mismos, para instalaciones de alto periodo de amortización u operación, puede ser interesante el plantearse este tipo de propuestas. Una vez definidos los elementos principales que componen el parque, se determinó la rentabilidad del proyecto con un VAN de 31.331.876,25 €, mostrando su gran rentabilidad pese a haber considerado una reducción del 10% en la producción, con respecto a la obtenida en la simulación. El periodo de amortización se estableció típicamente en 20 años al 4% de interés, de los cuales, este proyecto se amortizaría en algo menos de 9 años dadas sus características. De los resultados obtenidos se comprobó como la implantación de las turbinas supone el 80% de los costes iniciales del proyecto, siendo determinante la correcta selección de éstas, ajustándose a las características del recurso eólico de la ubicación en la que se instalen. Se ha tenido presente en todo momento la presencia de la normativa vigente vinculada a cada aspecto de este proyecto, considerándolo un elemento más a tener en cuenta en cualquier diseño, y con un papel crucial a la hora del dimensionamiento. Por último, cabe señalar el gran potencial de la energía eólica como futuro vector energético, siendo hoy día una de las fuentes renovables con la tecnología más madura, sólo después de la hidráulica, y la que más cuota en el abastecimiento de la demanda tiene, no sólo nacional sino internacionalmente. La energía eólica podría, en unos años, permitir una reducción de otras fuentes de energías como los hidrocarburos, debido a la presencia de los cada vez más integrados vehículos eléctricos u otros propulsados por hidrógeno. E Anexo A: Presupuesto 52 52 ANEXO A: PRESUPUESTO 1. Obra civil Cantidad Unidad Concepto Precio unitario Precio total 5274 m3 Eliminación de vegetación y despeje de tierra vegetal, con espesor de 10-20cm. Método mecanizado con tractor orugas 131/150CV [23]. 0,13 € 685,62 € 5274 m3 Excavación mecánica de zanjas (terreno duro-roca), con retroexcavadora y martillo hidráulico 131/160CV [23]. 20,25 € 106.798,50 € 5274 m3 Relleno mecánico de zanjas mediante materiales previamente extraídos, para diferentes tipos de terreno, incluido compactación. Uso de retroexcavadora oruga hidráulica 131/160CV [23]. 3,00 € 15.822,00 € TOTAL Obra civil 123.306,12 € 2. Aerogeneradores Cantidad Unidad Concepto Precio unitario Precio total 10 Ud. Aerogenerador ALSTOM Ecotécnia ECO 100 de 3 MW. Incluye suministro, transporte e instalación completa con complementos como transformadores de 0,69/20 kV, góndola, cableado de baja tensión y cuadros de control [10]. 2.680.122,50 € 26.801.225,00 € TOTAL Aerogeneradores 26.801.225,00 € 3. Infraestructura Cantidad Unidad Concepto Precio unitario Precio total 4110 m Cable AL HEPRZ1 unipolar de 300 mm2. Modelo AL EPROTENAX H COMPACT 12/20 kV de PRYSMIAN (precio unitario para tres cables unipolares) [20]. 49,11 € 201.842,10 € 4680 m Cable AL HEPRZ1 unipolar de 400 mm2. Modelo AL EPROTENAX H COMPACT 12/20 kV de PRYSMIAN (precio unitario para tres cables unipolares) [20]. 67,47 € 315.759,60 € TOTAL Conductores 517.601,70 € 3 Ud. Celda ORMAZABAL cgmcosmos-I de 24 kV, 630 A (celda de protección de línea). Incluye interruptorseccionador de tres posiciones, transporte e instalación [24]. 22.800,00 € 68.400,00 € 1 Ud. Celda ORMAZABAL cgmcosmos-a de 24 kV, 630 A (celda de servicios auxiliares). Incluye interruptor- 18.000,00 € 18.000,00 € 53 Diseño de un Parque Eólico de 30MW seccionador de tres posiciones con fusibles limitadores, transporte e instalación [24]. 1 Ud. Celda ORMAZABAL gae1250kmax-1lsv de 24 kV. Corriente nominal de embarrado 1250 A (celda de protección de transformador). Incluye interruptorseccionador de tres posiciones, transporte e instalación [24]. 50.400,00 € 50.400,00 € TOTAL Celdas 136.800,00 € 1 Ud. Transformador de potencia de servicio continuo trifásico en baño de aceite de 30 MVA de potencia, relación 20/66 kV, conexión Dyn11, 50 Hz. Incluye suministro, transporte, descarga y montaje [24]. 450.000,00 € 450.000,00 € 1 Ud. Transformador trifásico de servicio continuo aislado en aceite de 100 kVA, para servicios auxiliares, instalación interior, relación 20/0,42 kV, conexión Dyn11. Sin regulación en carga. Incluye suministro, transporte, descarga y montaje [24]. 3.100,00 € 3.100,00 € TOTAL Transformadores 453.100,00 € TOTAL Infraestructura 1.107.501,70 € 4. Ingeniería Cantidad Unidad Concepto Precio unitario Precio total 1 Ud. Estudio de viabilidad 548.891,57 € 548.891,57 € 1 Ud. Proyecto de diseño 1.646.674,71 € 1.646.674,71 € 1 Ud. Dirección de obra 3.183.571,11 € 3.183.571,11 € TOTAL Ingeniería 5.379.137,39 € 1U 1V 1W 1N 2U 2V 2W QS RE2 63 Diseño de un Parque Eólico de 30MW REFERENCIAS [1] Asociación europea de la energía eólica: www.ewea.org [2] Global Wind Energy Council (GWEC): http://gwec.net/ [3] Asociación Empresarial Eólica (AEE): https://www.aeeolica.org/anuario/2018 [4] WindEurope: https://windeurope.org/ [5] Red Eléctrica Española (REE): http://www.ree.es/es [6] Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE): http://www.idae.es/ [7] The Wind Power: https://www.thewindpower.net/ [8] Uso de herramienta Google y Google Earth [9] Norma UNE-EN 61400-1:2006: Aerogeneradores. Parte 1: Requisitos de diseño [10] National Renewable Energy Laboratory (NREL): https://www.nrel.gov/docs/fy07osti/40566.pdf [11] Uso de herramienta de Openwind [12] Uso del manual de ayuda de Microsoft office: Excel [13] Uso de herramienta GLOBAL DATA EXPLORER de la NASA: https://gdex.cr.usgs.gov/gdex/ [14] 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” [15] Norma UNE 2144-3-2. Sección 2: “Optimización económica de las secciones de los cables eléctricos de potencia” [16] Gobierno de Navarra: Estaciones meteorológicas http://meteo.navarra.es/estaciones/estacion_datos.cfm?IDEstacion=405&p_d=1047&fecha_desde=13% 2F5%2F2017&fecha_hasta=13%2F5%2F2018 [17] Gobierno de Navarra: Parque Natural Urbasa-Andia http://www.parquedeurbasa.es/informacion/el-parque/un-mundo-subterraneo.html [18] RD 1955/2000: https://www.boe.es/buscar/act.php?id=BOE-A-2000-24019 [19] Catálogo Prysmian: Soluciones para media tensión cables y accesorios 2016 https://es.scribd.com/document/318367965/201607-Prysmian-Catalogo-Soluciones-Para-Media- Referencias 64 64 Tension-Cables-y-Accesorios-2016 [20] Generador de precios de la construcción. España. CYPE Ingenieros, S.A.: http://www.generadordeprecios.info/ [21] Operador del Mercado Ibérico de Energía (OMEI): http://www.omie.es/inicio/publicaciones/informeanual [22] Ormazabal: https://www.ormazabal.com/es/descargas/cat%C3%A1logos-y-documentaci%C3%B3n [23] Tarifas forestales de Navarra: https://www.navarra.es/NR/rdonlyres/F8D69F46-A996-4090-8C10- 8AD400A48F6C/382337/TFNAVERSION107_2019.pdf [24] < Diseño de las instalaciones eléctricas de alta tensión de un parque eólico, incluyendo líneas y cabinas de 20 kV, y subestación de evacuación de 45kV, 35MVA> María Lucía Ly Liu, Trabajo Fin de Grado, Escuela Técnica Superior de Ingeniería (ICAI) 65 Diseño de un Parque Eólico de 30MW