Análisis del diseño de sistema de transporte submarino de parques eólicos para el cumplimiento del nuevo código de red (Orden TED/749/2020)

Equation Chapter 1 Section 1 Proyecto Fin de Carrera Ingeniería de la Energía Análisis del diseño de sistema de transporte submarino de parques eólicos para el cumplimiento del nuevo código de red (Orden TED/749/2020) Dpto. de Ingeniería Eléctrica Escuela Técnica Superior de Ingeniería Universidad de Sevilla Autor: Juan Carlos Fernández Méndez Tutor: Javier Serrano González Sevilla, 2023 Proyecto Fin de Carrera Ingeniería de la Energía Análisis del diseño de sistema de transporte submarino de parques eólicos para el cumplimiento del nuevo código de red (Orden TED/749/2020) Autor: Juan Carlos Fernández Méndez Tutor: Javier Serrano González Profesor titular Dpto. de Ingeniería Eléctrica Escuela Técnica Superior de Ingeniería Universidad de Sevilla Sevilla, 2023 Proyecto Fin de Carrera: Análisis del diseño de sistema de transporte submarino de parques eólicos para el cumplimiento del nuevo código de red (Orden TED/749/2020) Autor: Juan Carlos Fernández Méndez Tutor: Javier Serrano González El tribunal nombrado para juzgar el Proyecto arriba indicado, compuesto por los siguientes miembros: Presidente: Vocales: Secretario: Acuerdan otorgarle la calificación de: Sevilla, 2023 El Secretario del Tribunal A mi familia. A Claudia Fdez. Agradecimientos Mi más profundo y sincero agradecimiento es para Claudia Fernández, mi compañera, novia y mejor amiga. Su ayuda no solo ha sido fundamental para la realización de este trabajo, sino que también su constante apoyo a lo largo mi etapa académica ha sido invaluable. El cierre de este ciclo en mi vida tiene una única y significativa responsable: ella. Además, quiero expresar mi gratitud a mi familia, en especial a mi madre Rosario, a mi hermana María y a mi primo Antonio por su colaboración y estar presentes en los momentos de necesidad. Juan Carlos Fernández Méndez Sevilla, 2023 ÍNDICE DE TABLAS Tabla 1: Características del aerogenerador 17 Tabla 2: Características eléctricas del cable AC submarino. Fuente: [14] 19 Tabla 3: Límites de los umbrales de los módulos de generación de electricidad de tipo B, C y D. Fuente: [23] 26 Tabla 4: Condiciones de estudio según normativa 31 Tabla 5: Resultados por kilómetros para condición 1 34 Tabla 6: Resultados por kilómetros para condición 2 35 Tabla 7: Resultados por kilómetros para condición 3 36 Tabla 8: Resultados por kilómetros para condición 4 37 Tabla 9: Condiciones de estudio según normativa. Resultados para 30 km 38 Tabla 10: Resultados por kilómetro en capacidad máxima para condición 1 39 Tabla 11: Resultados por kilómetro en capacidad máxima para condición 2 40 Tabla 12: Resultados por kilómetro en capacidad máxima para condición 3 41 Tabla 13: Resultados por kilómetro en capacidad máxima para condición 4 42 Tabla 14: Condiciones de estudio según normativa. Resultados hasta capacidad máxima del cable 43 ÍNDICE DE FIGURAS Figura 1. Capacidad eólica total instalada por región. Fuente: WWEA [3] 2 Figura 2. Retraso en el crecimiento de la energía eólica. Fuente: GWEC [4] 2 Figura 3. Crecimiento de la demanda global de electricidad para 2050 en 3 escenarios. Fuente: IEA [5] 3 Figura 4. Nuevas instalaciones eólicas en Europa en 2022. Fuente: WindEurope [6] 4 Figura 5. Nuevas instalaciones eólicas en Europa según escenarios. Fuente: WindEurope [6] 4 Figura 6. Demanda de energía y energía eólica producida en EU-27 + UK en 2022. Fuente: WindEurope [6] 5 Figura 7. Potencia eólica instalada en España, acumulada e incremento anual (1997-2021). Fuente: AEE [7] 5 Figura 8. Potencia eólica instalada por comunidades autónomas para finales de 2021. Fuente: AEE [7] 6 Figura 9. Cobertura de la demanda eléctrica con eólica por CC.AA (Año 2020). Fuente: AEE [7] 6 Figura 10. Nuevas instalaciones offshore 2006-2021 (MW). Fuente: GWEC [8] 7 Figura 11. Nuevas instalaciones offshore en Europa por países (MW). Fuente: GWEC [8] 8 Figura 12. Demarcaciones Marinas en España. Fuente: [10] 9 Figura 13. Esquema visual de la interconexión del proyecto Rómulo. Fuente: [12] 10 Figura 14. CAPEX para un parque terrestre offshore típico 2020. Fuente: GWEC [4] 10 Figura 15. CAPEX para un parque eólico offshore típico 2020. Fuente: GWEC [4] 11 Figura 16. Sistema de transmisión HVAC para parques offshore. Fuente [14] 14 Figura 17. Sistema de transmisión HVDC para parques offshore. Fuente [14] 14 Figura 18. Costes de cableado para el transporte de electricidad a la costa según tecnología. Fuente: [15] 15 Figura 19: Profundidad y distancia a la costa de plantas eólicas offshore en Europa. Fuente: [16] 15 Figura 20. Profundidad del agua en Europa. Fuente: [25] 16 Figura 21: Tipos de cimentación. Fuente: [17] 16 Figura 22: Porcentaje sobre el total de parques eólicos instalados. Fuente [17] 17 Figura 23: Curva P-Q aerogenerador. Fuente: Ficha Técnica de General Electric 18 Figura 24: Reactiva generada por el cable. Fuente: Elaboración propia 19 Figura 25: Corriente a lo largo del cable según el tipo de compensación de potencia reactiva. Fuente: Elaboración propia. 20 Figura 26: Rango de frecuencia operativa. Fuente: [20] 22 Figura 27: Rango de tensión operativa (U ≥ 300 kV). Fuente: [20] 22 Figura 28: Capacidad de potencia reactiva según voltaje. Fuente [20] 23 Figura 29: Capacidad de potencia reactiva según potencia activa. Fuente: [20] 24 Figura 30: Capacidad para soportar huecos de tensión según país. Fuente: [21] 25 Figura 31: Diagrama U-Q/Pmax de un módulo de generación de electricidad síncrono tipo D. Fuente: [22] 27 Figura 32: Modelo en π de una línea. Fuente: [24] 29 Figura 33: Reactiva que ha de aportar/consumir el parque para condiciones 1. Fuente: Elaboración propia 33 Figura 34: Reactiva que ha de aportar/consumir el parque para condiciones 2. Fuente: Elaboración propia 34 Figura 35: Reactiva que ha de aportar/consumir el parque para condición 3. Fuente: Elaboración propia 36 Figura 36: Reactiva que ha de aportar/consumir el parque para condición 4. Fuente: Elaboración propia 37 Figura 37: Reactiva que ha de aportar/consumir el parque para condiciones 1 (80 km). Fuente: Elaboración propia 39 Figura 38: Reactiva que ha de aportar/producir el parque para condición 2 (80 km). Fuente: Elaboración propia 40 Figura 39: Reactiva que ha de aportar/producir el parque para condición 3 (90 km). Fuente: Elaboración propia 41 Figura 40: Reactiva que ha de aportar/producir el parque para condición 4 (80 km). Fuente: Elaboración propia 42 Notación km Kilómetro GW Gigavatio CO2 Dióxido de carbono °C Grado Celsius % Porcentaje NZE Net Zero Emissions EU Unión Europea TWh Teravatio-hora GWh Gigavatio-hora MW Megavatio MTon Millones de toneladas RD Real Decreto TEP Toneladas equivalentes de petróleo €2015 Precio del € para 2015 m/s Metro por segundo m Metro km2 Kilómetro cuadrado I+D+i Investigación, desarrollo e innovación kV Kilovoltio MVAr Megavoltamperio reactivo P Potencia Q Potencia reactiva MT Media tensión AT Alta tensión mm2 Milímetros cuadrados mΩ miliohmios mH Milihenrio nF Nanofaradio MVA Megavoltamperio V Tensión I Intensidad I* Conjugado Se Sección l0 Longitud IEC Comisión Electrotécnica Internacional kW Kilovatio S Potencia compleja π Pi cosh Coseno hiperbólico senh Seno hiperbólico p.u Por unidad 1 1 INTRODUCCIÓN El sistema energético en España está sufriendo una transformación radical con el fin de reducir la dependencia energética provenientes de terceros países y mejorar sus propios indicadores de eficiencia energética de manera simultánea. La dependencia con dichos países y el efecto de los distintos acuerdos internacionales donde España se ve involucrada están provocando ciertas tensiones geopolíticas donde el castigado acaba siendo el mercado energético español, repercutiendo todo ello en el consumidor final, los ciudadanos y en el precio a pagar en sus facturas. A su vez, también existen obligaciones internacionales con la intención de frenar, el cada vez más visible, cambio climático. Todo ello se quiere conseguir con el impulso y uso de las energías renovables que favorecen un avance para el sistema energético a través de energía limpia. Las transformaciones de los sistemas renovables, ya sea eólica, fotovoltaica, hidroeléctrica, termosolar, biomasa, etc. Han experimentado un aumento en sus desarrollos tecnológicos a una velocidad inesperada en el transcurso de un par de décadas, tanto en costes de fabricación, instalación, repercusión económica y la más importante, en la aceptación de la sociedad a la necesidad de un cambio energético, dejando de lado la dependencia de las reservas fósiles. El foco principal de dicho cambio energético se centra en dos sistemas, eólico y fotovoltaico; el desarrollo de este documento se centrará en el primero de ellos, en concreto en su variante offshore. Se pretende que para la fecha de 2030 la capacidad instalada de tecnologías renovables alcance los 120 GW, siendo más de una tercera parte proveniente de la energía eólica. [1] A su vez, las centrales térmicas de carbón están desapareciendo del mercado al entrar en juego las sanciones al precio de la tonelada de CO2 impuestas en las obligaciones europeas. Debido a que tres de cada cuatro toneladas de gases de efecto invernadero se generan en el sistema energético, los objetivos son la descarbonización de dicho sistema, reducir la dependencia de los combustibles fósiles y avanzar en la dirección de un sistema energético donde las energías renovables sean el pilar principal. La forma de alcanzar los ambiciosos objetivos impuestos para 2030 se centran en atacar tres grandes grupos: aumentar la generación de electricidad a través de proyectos de generación renovable con elevada capacidad, sobre todo mediante energía eólica y energía solar, al ser estos las fuentes de generación de electricidad con mayor rentabilidad cuanto mayor sea la escala del proyecto. Mejorar la consciencia social sobre las energías renovables para así favorecer los sistemas de autoconsumo gracias a la disminución de costes de los sistemas necesarios para la instalación y aprovechar así la cantidad de recurso renovable existente en el ámbito nacional. Por último, implementar directrices para la integración de las energías renovables en el mercado eléctrico y en el sistema español, favoreciendo el desarrollo de los parques de generación de gran escala al simplificar la regulación requerida y permitir compensar los excedentes inyectados a la red de las instalaciones de autoconsumo. El auge de generación renovable a gran escala implica un reto técnico para la interconexión e integración de dichos parques de generación al sistema energético actual, el cual no está completamente capacitado para el crecimiento de las renovables que se prevé que experimentaremos. De esta forma se lanza una normativa que será objetivo de aplicación en este proyecto; Orden TED/749/2020, de 16 de julio, por la que se establecen los requisitos técnicos para la conexión a la red necesarios para la implementación de los códigos de red de conexión, con el fin de facilitar la ejecución de los proyectos al establecer las directrices que hay que seguir en cada situación. Introducción 8 1.2.1 Europa La primera instalación de eólica marina de fondo fijo tuvo lugar en Dinamarca, en el año 1991, en el mar Báltico, mientras Noruega, en el año 2009, instaló la primera eólica marina flotante del mundo [9]. Con estas hazañas, queda reflejada la importancia y confianza que tuvo Europa en esta tecnología con vistas a futuro y como, actualmente, sigue siendo Europa el núcleo tecnológico de desarrollo de los diferentes aerogeneradores marinos. Desafortunadamente Europa ha perdido el liderazgo del mercado con mayor número de instalaciones offshore, aunque lleva destinando recursos más de una década para el desarrollo e implantación de la tecnología en el continente, aun siendo evidente la diferencias con Asia respecto a la capacidad, Europa seguirá teniendo una tasa de crecimiento positiva, como aparece en la Figura 11, sumar además medidas políticas favorables a este tipo de tecnologías y a su vez, la tensión geopolítica derivada por la invasión rusa a Ucrania se acabe. Figura 11. Nuevas instalaciones offshore en Europa por países (MW). Fuente: GWEC [8] El crecimiento de las instalaciones offshore no solo estará provocado por políticas favorables u obligaciones internacionales para poder alcanzar los objetivos acordados, sino además gracias al desarrollo constante de la tecnología en el continente a través de los años, la cual ha permitido convertirla en la tercera fuente de generación de electricidad más rentable, solo detrás de la eólica terrestre y de la solar fotovoltaica, pero presentando esta una ventaja frente a las demás y es la de poder efectuar grandes proyectos beneficiándose de la economía de escala. 1.2.2 España La señal de apoyo al avance e integración de la energía eólica marina en España se ve reflejada en la aprobación del Real Decreto que regula los Planes de Ordenación del Espacio Marítimo (POEM). [10] Dicho Real Decreto abre las puertas para poder cumplir los objetivos, establecido en la Hoja de Ruta para el desarrollo de la Eólica Marina y de las Energías del Mar en España [11], de 3 GW de potencia eólica marina instalada para el año 2030 y con la visión de obtener en 2050 una capacidad de 17 GW. Varios de los factores por los cuales, dicho avance por la energía marina, no se ha visto implementados años anteriores son debidos a la gran disponibilidad de localizaciones con gran potencial eólico en toda la geografía española, originando un mayor interés de los inversores por la eólica terrestre. Además, España cuenta con zonas costeras que sin necesidad de contar con distancias medio-largas como en otras regiones, tiene una profundidad de aguas muy elevada, dificultando la instalación de cimentación fija, que hasta la fecha es la disposición más consolidada para la tecnología. A través de la energía eólica marina se contempla cumplir con los retos energéticos y climáticos, un desafío adicional es cumplir con tales objetivos sin dejar de lado la protección ambiental del entorno marino. El alcance medio global es de un 7,4% de superficie marina protegida, mientras que en España más del 12% de la superficie marina está protegida. En los POEM se recogen cinco demarcaciones en todo el entorno español, Figura 12, donde una posible ejecución de una instalación offshore conlleve a maximizar su potencial energético a la par que se armoniza la dicha producción con la protección marina y costera del entorno demarcado. 9 9 Análisis del diseño de sistema de transporte submarino de parques eólicos para el cumplimiento del nuevo código de red (Orden TED/749/2020) Las zonas delimitadas satisfacen los siguientes requisitos simultáneamente: • Velocidad media superior a 9 m/s • Ubicación con profundidades aceptables (Profundidad < 200 m) • Superficie elevada para mejorar la economía de escala (Superficie > 150-200 km2) • Distancia hasta la costa disminuida, para evitar la instalación de subestación flotante • Accesibilidad adecuada que no eleven los servicios de mantenimiento Figura 12. Demarcaciones Marinas en España. Fuente: [10] Favorecer la implementación de proyectos de fuentes renovables de generación de electricidad offshore es fundamental para, además de cumplir con los objetivos en clima y energía, desarrollar y exprimir aún más todo el potencial que tiene la industria eólica en España, tecnología por la que se ha ido apostando durante los últimos años con investigación I+D+i. La manera óptima de allanar el camino a la expansión de la tecnología es con la creación de un marco normativo que ponga en manifiesto tres aspectos clave: • Gestión del espacio físico para los proyectos; respetando la zonificación establecida en los Planes de Ordenación del Espacio Marino, asegurando la coexistencia entre las diferentes actividades y aplicaciones, y velar por la protección del medio marino. • Capacidad de acceso y conexión al sistema eléctrico; la localización del proyecto debe justificarse con garantía respecto a la capacidad e integración de la energía generada con el punto de conexión. • Modelo de negocio; los inversores tendrán más confianza si se dispone de un marco seguro y definido que permita, aun existiendo riesgo, obtener viabilidad de los proyectos. Introducción 10 1.3. Instalación submarina de transporte La primera unión eléctrica submarina a larga distancia que ocurrió en España, a finales de 2011, fue a través del proyecto Rómulo [12], con el fin de incrementar la fiabilidad del suministro eléctrico en las islas Baleares, ya que este proyecto abarca la interconexión submarina de transporte de energía entre la península Ibérica y las islas Baleares mediante corriente continua. Para la conexión submarina se usaron tres cables, uno de ellos de retorno, de alta tensión ±250 kV con una longitud de 237 km con una profundidad de 1.485 metros. Figura 13. Esquema visual de la interconexión del proyecto Rómulo. Fuente: [12] El uso de la tecnología de corriente continua fue determinado por las características del proyecto; distancias y potencias a transportar. La colocación de los cables submarinos en el lecho marino se realizó con vehículos de control remoto para preservar el entorno marino y su posible afección correspondiente a la pesca de la zona. Uno de los proyectos más ambiciosos en referencia a las instalaciones submarinas de transporte de energía es el Proyecto de Energía Marruecos-UK presentado por Xlinks [13] que pretende transportar energía generada mediante fuentes renovables, solar y eólica terrestre, en combinación con un sistema de almacenamiento con baterías a través de cuatro cables submarinos en corriente continua de alta tensión de 3.800 km cada uno, pretenderá alcanzar un 8% de la demanda eléctrica de UK. Una de las diferencias principales de los parques offshore, que además supone un reto técnico, frente a los parques eólicos terrestres es la infraestructura eléctrica, ya que requiere de una línea eléctrica submarina exclusiva para comunicar el propio parque eólico en el mar con la red eléctrica en tierra para transportar la energía generada. En las Figura 14 y 15 se muestra la diferencia del porcentaje que se destina de la inversión a cada componente del parque eólico según el tipo de parque. Figura 14. CAPEX para un parque terrestre offshore típico 2020. Fuente: GWEC [4] 11 11 Análisis del diseño de sistema de transporte submarino de parques eólicos para el cumplimiento del nuevo código de red (Orden TED/749/2020) En los casos offshore, la infraestructura eléctrica supone casi un 18% de CAPEX 4 , mientras que para parques terrestres este valor se reduce a la mitad, con un 9% del CAPEX. A pesar de ser un valor más elevado, el aumento del factor de capacidad de los parques offshore a consecuencia de las mejores condiciones que aporta el viento en el mar hace que dicha inversión llegue a ser de interés. Figura 15. CAPEX para un parque eólico offshore típico 2020. Fuente: GWEC [4] 1.4. Objetivo del proyecto El propósito principal de este trabajo es realizar un análisis del sistema de transporte de energía submarino, en concreto para parques eólicos localizados en el mar, de tal forma que se cumplan los requisitos de potencia activa y reactiva establecidos en la nueva normativa para códigos de red recogida en la Orden TED/749/2020. Mediante una evaluación de los resultados obtenidos, en referencia a lo establecido en la orden, de una línea de transmisión de energía de un parque offshore establecido se proporcionará una comprensión general del papel tan importante que juega este tipo de tecnología en la actualidad y de sus limitaciones, además de su potencial para transformar el sistema energético en uno más limpio y sólido. Este trabajo a su vez tiene por objetivo ofrecer una base para el conocimiento y el análisis de la energía eólica frente a la dificultad de integración en el sistema energético español, exponiendo las diferentes tomas de decisiones, dando a conocer la industria energética actual, el protagonismo de esta fuente de energía renovable y los diferentes beneficios que presenta su integración al panorama energético global. 4 CAPEX: Inversión de capital que crean beneficios. 13 2 INTERCONEXIÓN DE SISTEMAS ELÉCTRICOS España cuenta con diferentes interconexiones eléctricas en la península ibérica, por el oeste, con Portugal; formando lo que se conoce actualmente como sistema eléctrico ibérico. Por el sur, con el norte de África; siendo el enlace de conexión de África y Europa, y con el resto de Europa a través de la unión con Francia, la cual a su vez está interconectada con el resto de los países centroeuropeos y estos con los países nórdicos y las islas británicas, configurando de esta forma el sistema eléctrico más grande del mundo. En 2002 se instó a través de la UE que todos los países miembros contasen con al menos un 10% de ratio de interconexión, consistiendo este en el total de las capacidades a importar frente a la potencia de generación dotada del país, todo ello con el objetivo de combatir los sistemas aislados, favorecer el respaldo entre países e impulsar el mercado de electricidad. Una de las grandes ventajas que presenta la interconexión de sistemas eléctricos es la contribución a una mayor participación energías renovables. Dado que existe vacíos de tiempo dónde no se aprovecha toda la generación de electricidad renovable, tener un sistema eléctrico con una alta capacidad de interconexión permite que dicha energía que no tiene posibilidad de ser usada en el propio sistema se derive a los países vecinos a través de las diferentes interconexiones, evitando no ser aprovechada, además de reducir el precio de la electricidad del país implicado a nivel mayorista. Provocado por la situación geográfica que tenemos en España, en forma de península, el ratio de interconexión con el resto de Europa es muy inferior al 10% establecido por la UE, lo que la lleva a ser denominada ‘isla energética’. La falta de interconexión del sistema eléctrico español con los países vecinos se ha visto reflejada en los precios de la electricidad para el usuario final y en una mayor fragilidad del sistema energético español frente a circunstancias externas, como se ha mencionado anteriormente, por ejemplo, por la invasión rusa a Ucrania. Por el contrario, la parte positiva de la situación geográfica de España es la cantidad de recurso renovable que hay presente en todo el ámbito nacional, además de tener localizaciones con condiciones óptimas para proyectos solares y eólicos terrestres, cuenta con casi 8.000 km de costa, haciendo que sea un país idóneo para el desarrollo e implementación de la energía eólica offshore. El impulso e integración, de esta última tecnología mencionada, al sistema energético español presenta un reto técnico respecto al transporte de energía y conexión submarino entre el propio parque de generación en el mar con el sistema eléctrico en tierra. El objetivo de la conexión eléctrica es permitir el funcionamiento correcto del parque en caso de posibles defectos en la red y viceversa, evitar que por posibles fallos del parque se vea afectada la estabilidad de la red. Dicha conexión eléctrica no es más que un conjunto de subestaciones y líneas eléctricas submarinas configuradas de tal forma que sean capaces de transportar la energía originada en el parque de generación offshore hasta el punto de conexión de la red en tierra. El buen estudio y diseño de estas conexiones es imprescindible para asegurar una correcta operación en el mercado eléctrico interior y garantizar la fiabilidad de la red eléctrica. Interconexión de sistemas eléctricos 14 14 2.1. Introducción AC/DC Existen diferentes tecnologías para el transporte de energía del parque eólico offshore hasta la red eléctrica en tierra. Las soluciones más implantadas en este mercado son la conexión en AC 5 por medio de una línea submarina, de alta o muy alta tensión, además de subestaciones onshore y offshore [Figura 16]. La otra alternativa es mediante una conexión en DC 6 , línea submarina también, pero a diferencia de la CA, se cuenta con estaciones convertidora en vez de subestaciones en ambos extremos de la línea [Figura 17]. Figura 16. Sistema de transmisión HVAC para parques offshore. Fuente [14] Figura 17. Sistema de transmisión HVDC para parques offshore. Fuente [14] La decisión generalmente adoptada para la transmisión de la electricidad producida en los parques eólicos offshore es a través de la corriente alterna de alto voltaje (HVAC), es la solución más rentable para proyectos ubicados cercanos a la costa entre 20 y 60 km [Figura 18]. La desventaja principal que presenta el uso de esta tecnología es la presencia de varias pérdidas de potencia en la transmisión, ya sea a través de efecto corona, efectos superficiales o por radiación. El uso de corriente continua de alta tensión (HVDC) es una solución más asequible para proyectos en ubicaciones más lejanas a la costa, por encima de 80 km, ya que los costes de cableado en corriente continua a mayores distancias son menores que los de corriente alterna debido a que las pérdidas de potencia son mucho menores gracias a la armonización tanto del suministro de corriente como del campo magnético. 5 AC: Corriente alterna 6 DC: Corriente continua 15 15 Análisis del diseño de sistema de transporte submarino de parques eólicos para el cumplimiento del nuevo código de red (Orden TED/749/2020) Figura 18. Costes de cableado para el transporte de electricidad a la costa según tecnología. Fuente: [15] Los factores que tienen mayor importancia a la hora de escoger un sistema u otro son la distancia que ha de recorrer la línea de transmisión y la potencia que se desea transportar hasta el punto de conexión en la costa, para el primer aspecto, la HVAC está condicionada por el efecto capacitivo del cable, ya que este implica pérdidas de potencia y, por tanto, la distancia para su uso se ve limitada. En la Figura 19, de a continuación, se puede ver la distribución según la profundidad y la distancia a la costa de los parques eólicos marinos en Europa desde 1990 y con previsión hasta 2030. Además, en la Figura 20, se muestra las condiciones batimétricas de las zonas costeras de España, donde las aguas poco profundas están muy cercanas a la costa, a diferencia del resto de Europa. De modo que, cumpliendo con las restricciones que nos aporta el litoral español y conforme a lo visto en las gráficas expuestas sobre los costes de los sistemas de transmisión y los proyectos llevados a cabo en Europa según distancia y profundidad, se opta para el análisis de este estudio una distancia a la costa de 30 km, como caso base de análisis, a través de una línea de transmisión en HVAC, siendo el sistema idóneo para este tipo de parque eólico offshore. Figura 19: Profundidad y distancia a la costa de plantas eólicas offshore en Europa. Fuente: [16] Interconexión de sistemas eléctricos 16 16 Figura 20. Profundidad del agua en Europa. Fuente: [25] 2.2. Descripción del parque Una de las principales diferencias entre un parque eólico situado en tierra y el parque de estudio que vamos a analizar en el mar es la obra civil, especialmente lo relacionado a la estructura requerida para soportar el conjunto aerogenerador. Para los parques offshore la cimentación fija es una de las soluciones más desarrolladas e implantadas en la actualidad, ya que el concepto de estructura flotante está aún desarrollo y los costes en comparación a la cimentación fija son elevados. Existen diversos tipos de cimentación fija para las turbinas offshore, entre los diferentes tipos de cimentación los más destacados se encuentran en la Figura 21, en la izquierda se encuentra la base por gravedad, en el centro el monopilote y, por último, en la derecha de la figura la estructura trípode. Figura 21: Tipos de cimentación. Fuente: [17] 17 17 Análisis del diseño de sistema de transporte submarino de parques eólicos para el cumplimiento del nuevo código de red (Orden TED/749/2020) De tal forma, se opta por para el diseño del parque por una cimentación fija con monopilotes al ser la más implantada en la actualidad, como se puede apreciar en la Figura 22. Figura 22: Porcentaje sobre el total de parques eólicos instalados. Fuente [17] La disposición y orientación de los aerogeneradores que forman el parque offshore no es ámbito de estudio en el análisis de este trabajo. Para la resolución de este solo son relevantes las características eléctricas del propio aerogenerador, como aparecen en la Tabla 1 y en la Figura 23 de a continuación. El aerogenerador seleccionado para este estudio es el correspondiente al fabricante General Electric modelo de 5,5 MW, como se ha mencionado anteriormente, el resto de las características del propio aerogenerador, ya sean el diámetro del rotor, área barrida, altura de la torre, etc… No son relevantes para el análisis del sistema de transporte de energía del parque, ya que no afectan de manera directa al comportamiento de este. Tabla 1: Características del aerogenerador P [MW] Qmin [MVar] Qmax [MVar] 0 -0,6 0,6 0,0499 -0,6 0,6 0,05 -2,66377 2,66377 5,5 -2,66377 2,66377 El parque offshore será conformado por un total de 40 aerogeneradores de General Electric de 5,5 MW de potencia nominal, aportando una capacidad total de 220 MW, que será el dato que se tenga en cuenta para la resolución numérica del análisis. La velocidad del viento afecta de manera directa con la capacidad de generar potencia activa y reactiva del parque eólico. Es importante tener en cuenta los modos de funcionamiento, ya que no solo ha de ajustarse a las condiciones del viento, sino como vamos a ver en este trabajo también deberá adaptarse a las condiciones de demanda de energía y normativa vigente en cada momento. Con relación a la curva P-Q del aerogenerador, Figura 23, el valor de potencia activa corresponde con dos valores, extremos entre ellos, de potencia reactiva. En un extremo aparece los valores relacionados al funcionamiento capacitivo, donde el valor de reactiva es positivo, por tanto, el aerogenerador inyecta reactiva a la red, mientras que, en el otro extremo, aparecen los valores de reactiva negativos correspondientes al funcionamiento inductivo, el aerogenerador esta vez absorbe reactiva de la red. De tal manera que el modo de funcionamiento del aerogenerador irá cambiando en función de las condiciones que se requieran, además la tensión deberá de conservarse dentro de los límites estables en relación con su valor nominal, para así inyectar o absorber potencia reactiva con el fin de cumplir las exigencias recogidas en la normativa y asegurar la estabilidad de la red. Interconexión de sistemas eléctricos 24 24 Figura 29: Capacidad de potencia reactiva según potencia activa. Fuente: [20] El perfil P-Q presenta una peculiaridad y es que, debido a los límites de color negro discontinuo establecidos por ENTSO-E, posibilitan a los Gestores de Red de Transporte tener la posibilidad de solicitar inyección o absorción de potencia reactiva en condiciones de potencia activa igual a cero, lo que puede llegar a implicar costes adicionales para determinadas plantas eólicas que se encuentren en funcionamiento con potencias activas igual a cero a lo largo de un periodo considerable de tiempo, por ejemplo en periodos donde no se presenten condiciones óptimas de funcionamiento debido al viento. De esta forma la planta eólica pasaría a volverse, desde el punto de vista de la red, en un consumidor, debido a que suministrar potencia reactiva lleva intrínseco pérdidas de energía. Este requisito también aparece en las plantas de energía fotovoltaicas, siendo el efecto aún más duro, ya que operan todas las noches con potencias activas igual a cero. 2.5.3 Comportamiento durante faltas Ante la posibilidad de alteraciones en los niveles de tensión, ya sea por sobretensión o subtensión, los módulos de generación de energía tienen que disponer de la capacidad de continuar conectados al sistema durante el transcurso de dicha alteración. Con la incorporación de estos requisitos la estabilidad de la red se ha incrementado considerablemente, ya que el comportamiento durante estas faltas del sistema impide el desplome de la tensión en ciertas áreas de la red. Uno de los principales motivos por los que se produce un descenso en el nivel de tensión son los cortocircuitos que suceden en las proximidades del sistema de energía (no es con referencia a la distancia, sino a la propia impedancia de la red). Otros ejemplos pueden ser la puesta en funcionamiento de motores grandes, conmutación por cargas grandes, etc. Este descenso del nivel de tensión crea lo que se conoce como huecos de tensión, que suponen una disminución drástica de la tensión en un determinado punto del sistema eléctrico, superando el límite inferior determinado y continuado de una recuperación de la tensión. El tiempo del hueco de tensión depende del tiempo máximo de accionamiento de las protecciones de acuerdo con el sistema de protección, en comparación con el tiempo de recuperación de dicho hueco de tensión que es función de las protecciones de subtensión de los módulos de generación. El perfil de comportamiento ante los huecos de tensión es establecido por cada gestor de la red correspondiente, de esta forma se puede ver en la Figura 30 como difiere entre las diferentes zonas. 25 25 Análisis del diseño de sistema de transporte submarino de parques eólicos para el cumplimiento del nuevo código de red (Orden TED/749/2020) Figura 30: Capacidad para soportar huecos de tensión según país. Fuente: [21] Por el momento, el requisito de comportamiento durante un hueco de tensión no está definido por ENTSO-E, de tal forma, se está dificultando la unificación del código de red europeo, debido a que existen diferencias considerables entre los diferentes códigos de red de cada país, lo que provoca que dicho requerimiento se presente como un inconveniente para los fabricantes de turbinas eólicas al no tener u perfil común. Además, existe una relación bidireccional entre el desarrollo por parte de los fabricantes de equipos técnicos basados en estándares nacionales e internacionales y los diferentes requisitos aplicables tanto al diseño, instalación y puesta en marcha de los módulos de generación establecidos en los códigos de red, ya que, para adaptarse a los nuevos requisitos, se precisan de nuevas funcionalidades y viceversa. Para el caso de las turbinas eólicas, el estándar a seguir es el IEC 61400 que contiene todo lo relacionado al diseño de aerogeneradores. 2.6. Orden TED/749/2020 Previos a la creación de la orden existen varios reglamentos comunitarios que forman lo que se conoce como códigos de red de conexión, entre los que se encuentran el Reglamento (UE) 2016/1388 de la Comisión, de 17 de agosto de 2016, por el que se establece un código de red en materia de conexión de la demanda y el Reglamento (UE) 2016/631 de la Comisión, de 14 de abril de 2016, que establece un código de red sobre requisitos de conexión de generadores a la red. El objetivo principal de estos reglamentos a través de los diferentes requisitos técnicos mínimos que imponen es preservar la seguridad de los diferentes sistemas eléctricos a los que se conecten a la red e impulsar la incorporación de energías renovables. Algunos de los requisitos técnicos dispuestos en los reglamentos anteriormente mencionados son de directa aplicación, mientras que existen otros tantos no están plenamente detallados y para su ejecución necesitan que sean planteados por los gestores de la red y con posterioridad aprobados. Con el objetivo de coordinar las propuestas que deben presentar los gestores de la red sobre los requisitos no completamente definidos y brindar un espacio de discusión previo para resolver problemas relacionados con la implementación de dichos reglamentos, se estableció grupos de trabajo con agentes interesados bajo la dirección del operador del sistema eléctrico. Red Eléctrica de España presentó una propuesta de modificación del Procedimiento de Operación 12.2, donde incluyó su recomendación sobre los requisitos técnicos que no están completamente definidos en los Reglamentos (UE) 2016/631, de 14 de abril y el Reglamento (UE) 2016/1388, de 17 de agosto. Interconexión de sistemas eléctricos 26 26 La disposición final séptima del Real Decreto 647/2020, de 7 de julio, por el que se regulan aspectos necesarios para la implementación de los códigos de red de conexión de determinadas instalaciones eléctricas, autorizó al ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico a aprobar, a través de esta orden, los requisitos técnicos para la conexión a la red eléctrica extraídos de los impuestos por el Reglamento (UE) 2016/631 y el Reglamento (UE) 2016/1388. El anexo I de esta orden establece los requisitos técnicos de conexión a la red de instalaciones de generación de electricidad que requieren aplicar medidas de diseño y/o control según frecuencia, tensión, resistencia, recuperación y gestión del sistema pertinentes para el cumplimiento de los mismos, sumados a los requisitos previamente fijados en el Reglamento (UE) 2016/631. El análisis de este trabajo se centra en los requisitos de tensión, uno de ellos especialmente, los requisitos de tensión de los módulos de generación de electricidad síncronos que tiene relación con la capacidad de potencia reactiva. Primero, es necesario definir la categoría del módulo de generación a analizar, ya que según el nivel de tensión en su punto de conexión y su capacidad máxima deberá de satisfacer con unos límites distintos a otros módulos de diferente categoría para cada requisito. Categorías según el punto de conexión y capacidad máxima: • Tipo A: Punto de conexión inferior a 110 kV y capacidad máxima de 0,8 kW o más • Tipo B: Punto de conexión inferior a 110 kV y capacidad máxima igual o superior al umbral especificado en la tabla 3 • Tipo C: Punto de conexión inferior a 110 kV y capacidad máxima igual o superior al umbral especificado en la tabla 3 • Tipo D: Punto de conexión de 110 kV o superior. También puede ser tipo D con tensión en el punto de conexión inferior a 110 kV y su capacidad máxima es igual o superior al umbral especificado en la tabla 3 Tabla 3: Límites de los umbrales de los módulos de generación de electricidad de tipo B, C y D. Fuente: [23] Zonas síncronas Capacidad máxima a partir del cual un módulo de generación de electricidad se considera tipo B Capacidad máxima a partir del cual un módulo de generación de electricidad se considera tipo C Capacidad máxima a partir del cual un módulo de generación de electricidad se considera tipo D Europa continental 1 MW 50 MW 75 MW Gran Bretaña 1 MW 50 MW 75 MW Países Nórdicos 1,5 MW 10 MW 30 MW Irlanda e Irlanda del Norte 0,1 MW 5 MW 10 MW Estados Bálticos 0,5 MW 10 MW 15 MW Por lo que se puede concluir, según las especificaciones del parque, que se corresponde con un módulo de generación tipo D. Los módulos de generación síncronos tipo D están obligados a contar con capacidades técnicas necesarias para la generación y absorción de potencia reactiva (Q), bajo unas condiciones de tensión entre 0,95 < V < 1,05 pu, trabajando a su capacidad máxima (Pmax), de tal forma que se ajustarán los niveles de producción/absorción de potencia reactiva bajo los límites marcados en la Figura 31 mediante línea continua. 27 27 Análisis del diseño de sistema de transporte submarino de parques eólicos para el cumplimiento del nuevo código de red (Orden TED/749/2020) Figura 31: Diagrama U-Q/Pmax de un módulo de generación de electricidad síncrono tipo D. Fuente: [22] Se dispondrá de dicha inyección de potencia reactiva independientemente del régimen de trabajo en el que se encuentre en cada momento, ya sea régimen permanente o en régimen perturbado. La potencia reactiva complementaria que se genere o se absorba tendrá la función de compensar al completo la energía reactiva desde la propia instalación hasta el punto de conexión que demanda la línea de alta tensión. A partir de esta Figura 31 se elabora una tabla de condiciones que ha de cumplir la planta eólica offshore con referencia al punto de conexión a red, condiciones que varían según determinados valores de tensión y potencia, de tal forma que independientemente de la situación en la que se encuentre el parque y/o la red eléctrica, siempre se esté cumpliendo los límites establecidos por la norma tanto en consumo, como en producción. Análisis de casos 28 28 3 ANÁLISIS DE CASOS El cálculo y/o diseño de una línea de transmisión de energía eléctrica consta principalmente de: • Cálculo eléctrico • Cálculo mecánico • Diseño de aislamientos Para este proyecto, entre los apartados mencionados anteriormente, nos centraremos en el cálculo eléctrico. A continuación, se desarrollarán ecuaciones que facilitarán calcular las diferentes magnitudes en un punto específico de la línea, siempre y cuando se conozcan determinados valores en otro punto de la línea, los valores de los puntos conocidos suelen coincidir con el principio o final de la línea. De esta forma se comprenderá de forma evidente y práctica la repercusión que cada parámetro desempeña en el diseño final de una línea de transmisión de energía. Los parámetros representativos de cualquier de cualquier sistema de potencia son cuatro: resistencia (R), inductancia (L), conductancia (G) y capacidad (C). Estos parámetros pueden agruparse de forma longitudinal y de forma transversal: Impedancia serie o longitudinal: 𝒵1=𝑅1+𝑗𝐿1𝜔 (Ω 𝑘𝑚) ( 1 ) Admitancia shunt o transversal: 𝒴1=𝐺1+𝑗𝐶1𝜔 (𝑆 𝑘𝑚) ( 2 ) El parámetro conductancia no tiene valor significativo en los resultados, al ser extremadamente pequeño, asimismo, depende de diversas variables siendo difícil de obtener su valor con precisión, por lo que se supone desde aquí en adelante que su valor será 0. El resto de los parámetros afectan de manera distinta, dependiendo de la propia longitud de la línea. Para longitudes inferiores a 40-50 km, denominadas líneas cortas, la representación de la línea puede hacerse mediante una resistencia en serie con una inductancia y para la resolución de sus problemas se aplica la teoría de circuitos. En nuestro caso, dicho modelo mencionado no es suficiente para caracterizar completamente la complejidad de la línea. La línea de transmisión que vamos a estudiar se constituye como un circuito de parámetros distribuidos, siendo variables los valores de tensión e intensidad a lo largo de la línea tanto en magnitud, como en fase. Por tanto, precisa del uso de la teoría de parámetros distribuidos, pero debido a su complejidad, para situaciones de régimen estacionario el análisis se hará tratando la línea como un cuadripolo o bipuerta. El estudio de la línea mediante la teoría de cuadripolos conlleva determinar relaciones entre las variables V1, I1, V2, I2, de tal forma que dos de ellas se establecen como variables independientes y, por tanto, las otras dos como variables dependientes a través de la matriz de parámetros en cadena o constantes auxiliares (ABCD): [ 𝑉1 𝐼1 ]=[𝑐𝑜𝑠ℎ(𝛾𝑙) 1 𝒵0𝑠𝑒𝑛ℎ(𝛾𝑙) 𝒵0𝑠𝑒𝑛ℎ(𝛾𝑙) 𝑐𝑜𝑠ℎ(𝛾𝑙)]·[ 𝑉2 𝐼2 ] ( 3 ) 29 29 Análisis del diseño de sistema de transporte submarino de parques eólicos para el cumplimiento del nuevo código de red (Orden TED/749/2020) Donde se denomina: Impedancia natural o característica: 𝒵0=√𝒵1/𝒴1 (Ω) ( 4 ) Constante de propagación: 𝛾=√𝒵1·𝒴1 (𝑘𝑚−1) ( 5 ) Todo ello conduce a usar el modelo en π de la siguiente figura, donde el “1” corresponde con el inicio de la línea y el “2” con el punto final de la misma: Figura 32: Modelo en π de una línea. Fuente: [24] Independientemente del modelo elegido para representar la línea, las magnitudes a determinar siempre son las mismas; tensiones y potencias en ambos extremos. La forma de calcular dichas magnitudes es distinta según se establezcan las condiciones iniciales, en nuestro caso establecemos como magnitudes conocidas la tensión y potencia al inicio de la línea (𝑈 1 𝑒 𝑃1), partiendo de una potencia nominal ( 𝑃1) de 220 MW correspondiente al parque eólico y una tensión (𝑈 1) de 400 kV, previamente establecida como preferente para la línea de transmisión. Estas dos magnitudes irán variando según las condiciones que establece la norma como aparece recogido en la Tabla 4 de a continuación. Al contrario de lo que se define en la norma con referencia a la tensión, que se hace para el Punto de Conexión a Red (PCR), se ha realizado la simplificación para el estudio de establecer el valor de dicha tensión que recoge la norma en el punto inicial de la línea, aplicar esta simplificación facilitará los cálculos y el posible error frente a los resultados de considerar la tensión en PCR no es determinante, ya que los resultados obtenidos son muy próximos. De esta forma, nuestros valores de potencia inicial y tensión inicial irán variando según la condición a analizar, una vez establecidos dichos valores iniciales para el caso de estudio, se calculará las magnitudes en el extremo receptor (“2”), para el análisis a realizar en este trabajo, la magnitud que debemos tener en cuenta es la potencia reactiva al final de la línea y por consiguiente, la verificación a través del valor límite de su cumplimiento con lo establecido en el código de red, Orden TED/749/2020. Conociendo los valores de las magnitudes al principio de la línea, de tensión y potencia, y aplicando el método de parámetros en cadena (ABCD), resulta fácil calcular las otras magnitudes a través de las siguientes ecuaciones: 𝐼1=(𝑃1− 𝑗𝑄1 √3 · 𝑈 1)∗ ( 6 ) 𝑉1=𝑈 1 √3 ( 7 ) La variable Q1 corresponde a las unidades de compensación, que será la suma tanto el propio aerogenerador más un sistema de bobinas encargados de consumir y/o producir reactiva, según la condición, de tal forma que el valor final de Q2 cumpla con los límites establecidos en la norma, en nuestro caso aparece como negativa porque las unidades de compensación consumen reactiva. Análisis de casos 30 30 La variable Q1 no tendrá valor inicial, se realizará un proceso de iteración donde su valor se establecerá como incógnita, se establecerá un valor inicial y se irá incrementando. A su vez, se irá comprobando que valor final obtenemos de Q2 y si cumple con el límite establecido en el PCR, de cumplir con el límite, el primer valor de Q1 que satisfaga dicha condición será el asignado a las unidades de compensación. En el siguiente apartado se verá un ejemplo de manera que quede más clara la compresión. Una vez obtenidos las condiciones al inicio de la línea, el cálculo de las condiciones finales es inmediato a través de la siguiente expresión: { 𝑉2= 𝑉1·𝐷 − 𝐼1·𝐵 𝐼2= 𝐼1·𝐴− 𝑉1·𝐶 ( 8 ) Donde, recordemos, las constantes auxiliares (ABCD) están asociados a la matriz antes mencionada en la ecuación 3, siendo: 𝐴=𝐷=𝑐𝑜𝑠ℎ(𝛾𝑙) 𝐵=𝒵0𝑠𝑒𝑛ℎ(𝛾𝑙) 𝐶= 1 𝒵0𝑠𝑒𝑛ℎ(𝛾𝑙) ( 9 ) Las constantes “A” y “D” son adimensionales, por otra parte, la constante “B” tiene unidades de impedancia, mientras que la constante “C” tiene unidades de admitancia. Una vez obtenidos los valores de tensión ( 𝑉2) e intensidad ( 𝐼2) en el final de la línea se procede al cálculo de la potencia compleja ( 𝑆2) mediante la siguiente expresión y a la obtención de la potencia reactiva (𝑄2). 𝑆2=3 · 𝑉2· 𝐼2∗=(𝑃2+𝑗𝑄2) ( 10 ) Dicho valor de reactiva corresponde, al valor de la tercera columna en la tabla 4, con la reactiva en PCR y que será la variable usada para verificar, junto con la Pmax que siempre será 220 MW, si se cumple con los límites establecidos en la Orden TED/749/2020. 31 31 Análisis del diseño de sistema de transporte submarino de parques eólicos para el cumplimiento del nuevo código de red (Orden TED/749/2020) Tabla 4: Condiciones de estudio según normativa P/Pmax [%] U en PCR Q en PCR Valor límite requerido en PCR Q/Pmax 100 % 90 % Un - 0 100 % 95 % Un - 0 100 % 100 % Un - -0,15 100 % 105 % Un - -0,3 100 % (1) 108,75 % Un - -0,3 40 % 100 % Un - -0,15 20 % 100 % Un - -0,15 10 % 100 % Un - -0,15 10 % 100 % Un - -0,05 100 % (2) 90 % Un - 0,3 100 % 95 % Un - 0,3 100 % 100 % Un - 0,15 100 % 105 % Un - 0 100 % 108,75 % Un - 0 40 % 100 % Un - 0,15 20 % 100 % Un - 0,15 10 % 100 % Un - 0,15 10 % 100 % Un - 0,05 0 % (3) 100 % Un - 0,05 0 % (4) 100 % Un - -0,05 3.1. Caso base Para la aplicación de lo anteriormente mencionado y con el fin de facilitar la compresión del análisis a realizar, a continuación, se realizará el estudio de las cuatro condiciones más estrictas (enumeradas con un superíndice) del total las condiciones recogidas en la Tabla 4. El estudio de estas condiciones se realizará para una distancia de 30 km como se ha mencionado anteriormente como distancia a la costa aceptable para nuestra situación. Se mostrará a continuación la comprobación en profundidad de la primera condición de estudio, para visualizar los pasos seguidos hasta la obtención de los resultados finales, mientras que para el resto de las condiciones que vamos a estudiar solo se expondrán las gráficas que permiten verificar el cumplimiento de la línea de transmisión, ya que el procedimiento es igual para todas las condiciones y de esta forma se evita lo redundante. La primera condición (1) para estudiar establece los siguientes parámetros: • P/Pmax = 100 % • U en PCR = 108,75 % 9 • Valor límite requerido en PCR Q/Pmax = -0,3 9 Uso de 108,75% en vez de 110% (1,1 pu) por ser la tensión en PCR mayor a 300 kV, en nuestro caso 400 kV Análisis de casos 32 32 En primer lugar, recordamos las características eléctricas del cable que usaremos para el análisis en todas las condiciones: • L1 = 0,490 mH/km • C1 = 170 nF/km • R1 = 22,1 mΩ/km • G1 = 0 • S1 = 683 MVA • l0 = 30 km A través de las ecuaciones 1 y 2 mencionadas anteriormente, obtendremos los valores de impedancia y admitancia: Impedancia serie o longitudinal: 𝒵1=𝑅1+𝑗𝐿1𝜔=0,0221+0,1539𝑗(Ω 𝑘𝑚) ( 11 ) Admitancia shunt o transversal: 𝒴1=𝐺1+𝑗𝐶1𝜔=0+5,3407𝑒−05𝑗(𝑆 𝑘𝑚) ( 12 ) Continuamos con el cálculo de la impedancia característica y de la constante de propagación: Impedancia natural o característica: 𝒵0=√𝒵1/𝒴1=53,8250−3,8440𝑗 (Ω) ( 13 ) Constante de propagación: 𝛾=√𝒵1·𝒴1=0,0002+0,0029𝑗 (𝑘𝑚−1) ( 14 ) Para esta condición, la potencia y la tensión en el inicio quedan de tal forma, según las condiciones impuestas: 𝑃1=1·220𝑒6=220𝑒+06 𝑊 𝑈1=1,0875·440𝑒3=4,35𝑒+05 𝑉 ( 15 ) 𝑉1=𝑈 1 √3=2,5115𝑒+05 𝑉 ( 16 ) Así, podemos seguir con el cálculo de la intensidad: 𝐼1=(𝑃1− 𝑗𝑄1 √3 · 𝑈 1)∗=(220𝑒+06−𝑗𝑄1 √3·4,35𝑒+05)∗ ( 17 ) Los parámetros auxiliares dan como resultado: 𝐴=𝐷=𝑐𝑜𝑠ℎ(𝛾𝑙)=0,9897+0,0015𝑗 𝐵=𝒵0𝑠𝑒𝑛ℎ(𝛾𝑙)=1,9074+7,6711𝑗 𝐶= 1 𝒵0𝑠𝑒𝑛ℎ(𝛾𝑙)=0+0,0027𝑗 ( 18 ) Aplicando parámetros distribuidos hallamos la tensión e intensidad al final de la línea: { 𝑉2= 𝑉1·𝐷 − 𝐼1·𝐵=2,5230𝑒+05−1,5392𝑒+03𝑗 𝐼2= 𝐼1·𝐴− 𝑉1·𝐶=2,9072𝑒+02+8,8744+01𝑗 ( 19 ) 33 33 Análisis del diseño de sistema de transporte submarino de parques eólicos para el cumplimiento del nuevo código de red (Orden TED/749/2020) Finalmente, las potencias: 𝑆2=3 · 𝑉2· 𝐼2∗=(𝑃2+𝑗𝑄2)=2,1964𝑒+08−6,8512𝑒+07𝑗 ( 20 ) Quedando la comprobación final del límite como: 𝑄2 𝑃𝑚𝑎𝑥=−6,8512𝑒+07 220𝑒+06 =−0,3114> −0,3 ( 21 ) Cumpliendo de esta forma con el límite establecido en la norma, correspondiendo al ratio Q en PCR frente a Pmax a un valor superior a -0,3, en definitiva, un valor que quede fuera del perfil establecido. Figura 33: Reactiva que ha de aportar/consumir el parque para condiciones 1. Fuente: Elaboración propia En la Figura 33, la línea azul representa la cantidad de reactiva que se ha de aportar/consumir por las unidades de compensación, que corresponde con el valor de Q1 anteriormente mencionado, valor respectivo a la suma del propio aerogenerador y un sistema de bobinas externo (STATCOM). Los valores positivos correspondientes a la línea azul significan que tienen que consumir reactiva para compensar la generada por el cable, mientras que si fuesen negativo corresponderían a la necesidad de un aporte de reactiva, como se verá en siguientes gráficas. La línea de color rojo muestra el límite máximo de potencia reactiva que es capaz de absorber el aerogenerador, valor obtenido de multiplicar los 40 aerogeneradores individuales por su valor de Qmax sacado de la Tabla 1 y con referencia a la Figura 23. De esta forma, el STATCOM será el encargado de compensar toda la reactiva que quede por encima de la línea roja hasta su máximo en el kilómetro 30. La línea morada marca el límite de capacidad máxima del cable submarino, este límite corresponde al valor de Smax de la Tabla 2, en la Figura 33 solo se representa la parte correspondiente a la potencia reactiva, por lo que, del valor inicial de 683 MVA le restamos los correspondientes a la potencia activa de 220 MW, quedando los 463 MVAr respectivos a la línea morada. A su vez, en la figura anterior se puede apreciar los valores de reactiva resultante en el PCR (Q2) para cada kilómetro, línea amarilla. Esta variable permanece casi constante en toda su longitud gracias a la aportación de las unidades de compensación, que en esta condición de estudio al salir valores positivos significa que están consumiendo reactiva, para que el valor de reactiva final de la línea cumpla con la normativa. En adelante, se respetará el código de colores en las gráficas para cada elemento, de tal forma que se evite la repetición de su significado, quedando ya definidos en los párrafos anteriores. Análisis de casos 40 40 Para la segunda condición (2) se obtienen los siguientes resultados que se muestran en la gráfica siguiente: Figura 38: Reactiva que ha de aportar/producir el parque para condición 2 (80 km). Fuente: Elaboración propia Para esta condición y con referencia al caso base, la capacidad de producción de los propios aerogeneradores es capaz de satisfacer la demanda inicial del parque para cumplir con el límite en los kilómetros iniciales, mientras que para el kilómetro 10 en adelante, con la generación de reactiva propia del cable no se requiere de aporte externo de las unidades de compensación, el interés en esta condición se da en que esta vez el límite de capacidad máxima del cable se limita por la propia generación del mismo, dando una distancia de 100 km. Tabla 11: Resultados por kilómetro en capacidad máxima para condición 2 km S1 [MVA] S2 [MVA] Valor límite en PCR 98 99 100 101 102 220 220 220 220 220 671.336 676.753 682.155 687.541 692.91 2.88819 2.91432 2.94036 2.9663 2.99213 41 41 Análisis del diseño de sistema de transporte submarino de parques eólicos para el cumplimiento del nuevo código de red (Orden TED/749/2020) Para la tercera condición (3) se obtienen los siguientes resultados que se muestran en la gráfica siguiente: Figura 39: Reactiva que ha de aportar/producir el parque para condición 3 (90 km). Fuente: Elaboración propia Para las condiciones donde se trabaja en vacío, la línea de transmisión solo se encarga de transportar reactiva, y al tener que cumplir con un límite positivo, esta solo requiere del aporte del cable, como se ve en la gráfica anterior el valor de S1 es prácticamente 0, mientras que S2 da una distancia máxima donde se superaría la capacidad máxima del cable a los 83 km. Tabla 12: Resultados por kilómetro en capacidad máxima para condición 3 km S1 [MVA] S2 [MVA] Valor límite en PCR 81 82 83 84 85 1E-08 1E-08 1E-08 1E-08 1E-08 667.536 675.165 682.772 690.356 697.918 3.03425 3.06892 3.1035 3.13797 3.17234 Análisis de casos 42 42 Para la cuarta condición (4) se obtienen los siguientes resultados que se muestran en la gráfica siguiente: Figura 40: Reactiva que ha de aportar/producir el parque para condición 4 (80 km). Fuente: Elaboración propia Para la condición con el límite negativo si se requiere ayuda de las unidades de compensación, actuando como se ha mencionado anteriormente en los apartados, pero con el inconveniente que en vacío la capacidad de los aerogeneradores de consumir reactiva se ve mermada. Por otro lado, el límite máximo del cable para esta condición se da para los 77 km, con un ratio en PCR que cumple con la norma superior a -0,05. Tabla 13: Resultados por kilómetro en capacidad máxima para condición 4 km S1 [MVA] S2 [MVA] Valor límite en PCR 75 76 77 78 79 667.183 673.855 680.594 694.274 701.217 16.3224 14.0488 11.8381 16.5223 14.4875 -0.0738 -0.0634 -0.0533 -0.0747 -0.0653 Por último, queda completar la tabla de la norma con los resultados obtenidos para cada condición con su distancia límite donde no se supere la capacidad máxima de transporte del cable y con el valor respectivo de reactiva final de la línea en PCR (Q2) para dicha distancia. En la Tabla 14 aparece de a continuación se recogen dichos valores. El parque eólico tiene que estar preparado para cumplir cualquier condición en cualquier momento, como así se define en los códigos de red, por lo que la distancia máxima a la que se puede situar un parque eólico offshore con las características del que hemos estudiado en este trabajo sería con una línea de transmisión no superior a 56 km de la costa. 43 43 Análisis del diseño de sistema de transporte submarino de parques eólicos para el cumplimiento del nuevo código de red (Orden TED/749/2020) Tabla 14: Condiciones de estudio según normativa. Resultados hasta capacidad máxima del cable P/Pmax [%] U en PCR Q en PCR [VAr] Valor límite requerido en PCR Q/Pmax Distancia límite por capacidad máxima del cable [km] 100 % 90 % Un -3,6800e+06 0 91 100 % 95 % Un -2,6332e+06 0 82 100 % 100 % Un -3,9329e+07 -0,15 70 100 % 105 % Un -6,7515e+07 -0,3 60 100 % (1) 108,75 % Un -6,7110e+07 -0,3 56 40 % 100 % Un -3,3011e+07 -0,15 74 20 % 100 % Un -3,9101e+07 -0,15 74 10 % 100 % Un -3,8861e+07 -0,15 74 10 % 100 % Un -1,1704e+07 -0,05 77 100 % (2) 90 % Un 6,4688e+08 0,3 100 100 % 95 % Un 6,4390e+08 0,3 88 100 % 100 % Un 6,4706e+08 0,15 79 100 % 105 % Un 6,4636e+08 0 71 100 % 108,75 % Un 6,3820e+08 0 65 40 % 100 % Un 6,7389e+08 0,15 82 20 % 100 % Un 6,7467e+08 0,15 82 10 % 100 % Un 6,8256e+08 0,15 83 10 % 100 % Un 6,8256e+08 0,05 83 0 % (3) 100 % Un 6,8277e+08 0,05 83 0 % (4) 100 % Un -1,1718e+07 -0,05 77 Conclusión 44 44 4 CONCLUSIÓN Los requisitos de conexión a red para los parques de generación eléctrica, en especial generación a través de fuentes renovables, son cada vez más estrictos y se requiere de análisis más profundos para así asegurar la correcta integración de estos al sistema energético del país, sin dejar de lado el objetivo de maximizar la capacidad de transporte de la energía del parque y de la red mediante las líneas de transmisión y distribución existentes. La tendencia respecto a los requisitos más exigentes para las plantas de energía eólica, que son las que nos interesan en este trabajo, son casi inevitables debido a la importancia que está teniendo la tecnología en las últimas décadas y la que se prevé que tenga a un corto plazo, ya que, como hemos visto en este mismo trabajo la contribución de la energía eólica al mix energético, tanto de nuestro mercado español, como a nivel mundial, está creciendo considerablemente. El proceso de equiparación de los códigos de red para las plantas de energía renovables frente a las plantas convencionales aún no está totalmente definido, lo que permite que a futuro estos vean cierta evolución en sus requisitos, en particular en el objetivo de unificar los requisitos de manera internacional a través de ENTRSO-e, ya que todavía quedan puntos clave sin especificar y son los gestores de la red de transporte de cada país los encargados de definirlos en sus normativas, como en nuestro caso, con la Orden TED/749/2020. Con la realización de este trabajo se ha querido mostrar la importancia que presenta un buen diseño y análisis del sistema de transporte de un parque eólico offshore, siendo esta tecnología prácticamente inexistente en el ámbito español mientras que, para el resto de Europa y el mundo, está en completo auge. La llegada de este tipo de tecnología al litoral español es inminente y gracias a este trabajo, se ha visto claramente los retos técnicos que involucran este tipo de parques de generación a la red eléctrica, debido sobre todo a la complejidad que el mismo litoral español presenta en cuanto a su profundidad lo que dificulta su localización y al claro espacio de mejora que aun presenta la tecnología en relación a todos los elementos que la implica, ya sea de obra civil, de instalación eléctrica, como de adaptación a la normativa. Los resultados obtenidos en este estudio muestran como una posible planta eólica offshore es capaz de transportar la energía generada en los aerogeneradores hasta la costa con una distancia máxima de 56 kilómetros es viable respecto al cumplimiento de los códigos de red necesarios para su ejecución, gracias a la capacidad propia de los aerogeneradores y de las unidades de compensación, en nuestro caso los STATCOMs, de absorber la cantidad de reactiva necesaria para compensar el exceso producido por la naturaleza del cable. Se ha dejado visible a través de las gráficas como cumplir con ciertas condiciones de la norma, en concreto con los límites positivos asociados a la producción de reactiva es más sencillo que para el caso donde los límites son negativos y se requiere de ayuda externa de los elementos de compensación. Esto se debe al uso del cable de corriente alterna de muy alta tensión, que por su propia naturaleza genera una cantidad de reactiva que en caso de límites negativos requiere de compensación. La elección del cable de corriente alterna es discutible en una situación real, pero en un caso hipotético como el analizado y frente a lo mostrado a lo largo de este trabajo, para el litoral español y los costes estimados en comparación a la tecnología de corriente continua, es la mejor elección. A futuro, cuando la tecnología de estructuras flotante para los parques eólicos offshore esté más implementada en el mercado, las líneas de transmisión a través de corrientes continua serán mayores que las de corriente alterna, a su vez el desarrollo de este tipo de tecnologías permitirá la instalación de mayor número de plantas, ya que no se dependerá de profundidades relativamente pequeñas para su instalación, mientras, las unidades de compensación seguirán siendo una gran alternativa para solventar los problemas de potencia reactiva que presentan las líneas de transmisión como la estudiada y así, facilitar la integración de este tipo de parques de generación al sistema energético, verificando en todo momento su cumplimiento con la normativa existente. 45 45 Análisis del diseño de sistema de transporte submarino de parques eólicos para el cumplimiento del nuevo código de red (Orden TED/749/2020) Bibliografía 46 46 5 BIBLIOGRAFÍA [1] Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (2020, 20 de enero) Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) 2021-2030. 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