8.5.2.1 Transformador de potencia del aerogenerador
El transformador que mejor encaja con las exigencias que presenta el parque offshore es el tipo seco encapsulado. El transformador seco es aquél en que el circuito magnético y los arrollamientos no están sumergidos en un líquido aislante, UNE 20101, mientras que el transformador seco encapsulado es aquél en el que uno o más arrollamientos están encapsulados en un aislamiento sólido, UNE 20178. Pese a que este tipo de aislamiento suele ser más caro que otros, presenta ventajas que a corto plazo compensarán esta diferencia.
Se ubicara en la gondola del aerogenerador, para conseguir mejor acceso a él.
Las ventajas de este tipo de transformadores són:: - Los que menos espacio necesitan
- Los que menos trabajo de ingeniería civil precisan
- No requieren características de seguridad especiales (detección de incendios) - Exentos de mantenimiento
- Una vida útil de los transformadores más larga gracias a un bajo envejecimiento térmico.
- Un diseño óptimo sujeto a mejoras constantes tan pronto como se dispone de nuevos materiales.
- Contaminación medioambiental reducida
- Sin riesgo de fugas de sustancias inflamables o contaminantes - Fabricación segura para el medio ambiente (sistema cerrado) - Apropiados para zonas húmedas o contaminadas
- Sin peligro de incendio
- Los transformadores son incombustibles - Alta resistencia a los cortocircuitos - Gran capacidad para soportar sobrecargas - Buen comportamiento ante fenómenos sísmicos
- Capaces de soportar las condiciones más duras de balanceo y vibraciones - Impactos medioambientales mínimos
- Alto reciclado (90 %) Características:
- Tipo Trifásico, seco encapsulado - Relación 33 kV / 690 V
- Potencia nominal 5 MVA - Frecuencia 50 Hz
- Grupo de conexión Dyn11 - uK = 8 %
- uR = 1.8 %
- Clase de aislamiento F
- Dimensiones Aproximadas 3000 x 1500 x 3000 (alto) mm3 - Peso Aproximado 9000 kg
8.5.2.2 Celdas
Las celdas son muy importantes puesto que son las encargadas de proteger el transformador y aerogenerador en caso de falta, aislándolos del resto de la línea de 33 kV y permitiendo la adición de energía del aerogenerador a la red de media tensión. Las celdas pueden ser modulares (CGM) o compactas (CGC).
Por todo lo mencionado, finalmente los equipos utilizados son:
CGM.3-L
Celda modular, función de línea o acometida, provista de un interruptor-seccionador de tres posiciones (conectado, seccionado y puesto a tierra). Se utiliza para la acometida de entrada o salida de los cables de MT, permitiendo comunicar con el embarrado del conjunto general de celdas. Extensibilidad: Derecha, izquierda y ambos lados.
CGM.3-V
Celda modular, función de interruptor automático, provista de un interruptor automático de corte en vacío en serie con el seccionador de tres posiciones (conectado, seccionado y puesto a tierra). Se utiliza para las maniobras de conexión, desconexión y protección general de la instalación, permitiendo comunicar con el embarrado del conjunto general de celdas. Extensibilidad: Derecha, izquierda y ambos lados.
8.5.2.3 Cableado
El tramo de cable que interconectan los aerogeneradores hasta la subestación offshore será: 36kV XLPE,3 x (240mm^2) Cu, de Nexans con fibra óptica.
8.5.2.4 Puesta a tierra del aerogenerador
Dado a la novedad de esta tecnología y la confidencialidad de las empresas sobre este tema, no se ha podido realizar el estudio de puesta a tierra de los aerogeneradores.
8.5.3 Evacuación de la energía
En el apartado anterior se comentaba la tensión de salida del aerogenerador que es de 33 kV. Esta tensión no nos servirá para realizar la evacuación hasta tierra, dado que tendríamos perdidas por caída de tensión. Por ello, instalaremos una subestación offshore en el punto medio del parque.
Para la evacuación tenemos dos sistemas que se están utilizando, que son las siguientes: a) Corriente alterna trifásica de alta tensión (HVAC-High voltage three-phase
alternating current transmisión) que se compone de los tramos:
Parque marino – Transformador 30-60 kV / 380 kV – Cable submarino c.a. de alta tensión – Transformador en tierra de 380 kV/ Tensión red c.a. en tierra.
c) Corriente continua de alta tensión (HVDC – High voltage direct current
transmisión). El sistema HVDC, que es el sistema preferente para grandes distancias de transmisión consta de los tramos: Parque marino – Convertidor 30-60 KV c.a. /c.c. alta tensión – Cable bipolar submarino c.c. de alta tensión – Convertidor c.c. / Tensión red c.a. tierra.
A continuación se explicara en la siguiente tabla las ventajas y desventajas de los dos tipos de sistemas:
En la siguiente grafica se pueden observar los costes operacionales de los dos sistemas HVDC y HVAC:
En este gráfico se observa que, para distancias cortas, las pérdidas de un enlace HVac son más pequeñas que las de una conexión HVdc, y muestra que las pérdidas de la estación convertidora c.c. son comparativamente más altas. Sin embargo, existe una distancia X donde la relación distancia-pérdidas de la solución HVac alcanza niveles similares a los de
bajas que para los enlaces HVac. El valor de X está entre 25 y 50km. Sin embargo, esta distancia depende de la configuración del sistema (tipo de cable y niveles de tensión), ya que usualmente es más largo para la solución HVdc-VSC que para la solución HVdc- LCC. En se comparan las pérdidas de los sistemas de transmisión HVac y HVdc-VSC para un parque eólico de 200MW, hallándose un valor de X igual a 100km. El tamaño de las subestaciones offshore es también considerado como un problema técnico, y existen grandes divergencias entre las diferentes soluciones de transmisión. En general, el tamaño de la subestación offshore c.a. será cerca de una tercera parte del 2. Estado del Arte de los parque eólicos offshore 35 tamaño de una subestación HVdc debido a que en ésta, además del transformador, se deben considerar las válvulas de tiristores, los filtros y el banco de condensadores, entre otros. En la solución HVdc-LCC las subestaciones necesitarían un mayor espacio que en la solución HVdc-VSC.
En la tabla siguiente podremos observar que tipo de sistemas utilizan los parques eólicos :
Parque Profundidad agua [m] NºTurbinas [uds] Potencia [MW] Dist. a costa[km] Tipo
Alpha Ventus 30 12 60 60 HVAC
Arklow 4.2/6.4 7 25.2 10 HVAC Baltic 16/19 21 48.3 16 HVAC Bard 1 40 80 400 90/101 HVDC Barrow 15/20 30 90 7.5 HVAC Beatriz 45 2 10 23 HVAC Bellwind 20/37 55 165 46 HVAC
Burbo Banc 8.2 25 90 6.4 HVAC
Horns Rev 1 6.14 80 160 14-20 HVAC
Horns Rev 2 9.17 91 209.3 30 HVAC
Kemi Ajos 3-8 10 30 2-6 HVAC
Nysted 6-9 72 165.6 10.8 HVAC Princess 19-29 60 120 23 HVAC Scnoby 5-10 30 60 2-3 HVAC Donghai 7 34 102 13.6 HVAC Egmond 18 36 108 10/18 HVAC Ormonde 17/30 30 150 9.5/34 HVAC
Dado que el sistema HVAC es el más experimentado en los parques eólicos instalados, el coste del sistema visto en la grafica anterior y que la distancia hasta costa es relativamente pequeña a comparación a otros parques determinaremos como buena solución el sistema HVAC.
El tramo de cable que va desde la subestación GIS situada en el mar hasta la costa, se empleará cable unipolar, colocado en forma de trébol y con las características siguientes:
Conductor Nexans 132 kV utilizado en el parque offshore Barrow
Se instalaran dos líneas de evacuación desde la subestación offshore hasta la subestación de Bellcaire. Estas líneas serán de 132 kV, conductor Nexans a calidad similar. Constará de 2 tramos:
Tramo submarino: Tramo de 7 kilómetros desde la subestación offshore hasta tierra, el cableado será directamente enterrado debajo del lecho marino mediante una embarcación especial.
Tramo subterráneo: Tramo de 7 kilometros desde tierra firme hasta la subestación de Bellcaire propiedad de FECSA-ENDESA.
8.5.4 Subestación
El diseño de la subestación en el parque es por sí misma merecedora de un estudio aparte. Se erigirá una subestación offshore (GIS). Los principales motivos son el reducido espacio que éstas nos permiten emplear y que presenta mejores características para protegerla del medio ambiente al estar cubierta, tanto la subestación en sí, como los diferentes elementos que la componen. Aunque presenta ventajas importantes, cabe decir que son más caras. Su diseño al ser modular facilita el transporte y su mantenimiento es mínimo. Las subestaciones GIS mantienen los elementos de protección integrantes encapsulados, envueltos en una atmósfera de SF6 a una presión mínima de 5.5 bar.
En este proyecto se establecen los siguientes puntos de partida: • Potencia a evacuar 150 MW
• Relación de Tensiones 33kV/132 kV.
• Frecuencia 50 Hz (frecuencia de la red española)
• Tipo de corriente Alterna tanto en la conexión interna como en la evacuación. • Transformadores 2 Transformadores trifásicos de 100 MVA.
• Aparamenta.
Las subestaciones de este tipo tienen un estudio considerable. Son de carácter modular por lo que su montaje en una de las plataformas no resultaría crítico. No obstante sí que añade complejidad en lo que la operatividad de la plataforma se refiere ya que añade nuevos sistemas que no son necesarios para las plataformas sin subestación. Es necesario realizar un dimensionamiento específico para esta plataforma lo que podría suponer otro proyecto completo.
La primera decisión que se ha de adoptar en la necesidad de presencia o no en la subestación de tripulación. Si se incluyen tripulantes se añaden una serie de servicios propios para hacer posible la vida a bordo como serían:
Espacios para la dispersión de la tripulación
Servicios de aguas sanitarias.
Tratamiento de residuos e incinerador
Servicios de calefacción y ventilación y aire acondicionado.
Sistemas contra incendios más específico
Talleres
La subestación se situara en el punto más céntrico del parque eólico en coordenadas (X:515472, y:4666294). Su cimentación será tipo Jacket por la profundidad del agua.
8.5.4.1 Número de transformadores y potencia instalada:
Los transformadores han de estar capacitados para dar cobertura a los 150 MVA que puede generar el parque eólico. Para esta situación se manejan varias opciones: un solo transformador de 200 MVA, dos transformadores de 100 MVA o tres transformadores de 50 MVA. La opción de un solo transformador presenta el inconveniente de la continuidad del suministro eléctrico en el momento en que falle dicho trafo o requiera de mantenimiento o reparación.
Si nos decantamos por tres transformadores de 50 MW, se encarecería la instalación ya que cuántos más transformadores, más costes. En el caso de emplear dos transformadores de 100 MVA de potencia cada uno se resuelve parcialmente éste problema, ya que se pueden aprovechar los periodos de baja demanda para hacer mantenimiento a un transformador, y dar suministro con la otra máquina. Asimismo, en caso de fallo de uno de los transformadores en el momento de máxima generación ésta podrá ser evacuada en parte por la otra máquina. Los transformadores admiten sobrecargas de un 20% por encima de su potencia nominal si se vigila la temperatura. En estas condiciones, el transformador podría dar un suministro de energía eléctrica de 120 MVA.
La opción seleccionada es tomar dos transformadores de 100 MVA cada uno. Los diferentes elementos que constituirán nuestra subestación son:
- Seccionadores - Embarrados - Interruptores
- Pararrayos o autoválvulas.
- Transformadores de medida de tensión - Transformadores de medida de intensidad - Transformador de potencia
- Bobinas de bloqueo
8.5.4.2 Descripción de las instalaciones:
Los niveles de tensión de la subestación y las posiciones requeridas para cada uno de ellos son los siguientes:
• Sistema de 132 kV
• Sistema de 33 kV
- Tensión nominal: 33 kV
- Tensión máxima permitida por el material: 36 kV - Seis posiciones de Línea: L1, L2, L3, L4, L5, L6. - Dos posiciones de transformador: T1, T2.
- Dos módulos de medida de tensión en barras. - Salida de servicios auxiliares.
- Tensión nominal: 132 kV
- Tensión máxima permitida por el material: 245 kV - Dos posiciones de línea: Línea1, Línea2.
- Dos posiciones de transformador: T1, T2. - Un módulo de medida de tensión en barras. - Una celda de acoplamiento: AC
8.5.4.3 Sistema de 132Kv
A continuación se describen las principales características de los elementos que conforman las celdas de la parte de 132 kV correspondientes a la instalación blindada, así como sus características nominales. Los valores de la aparamenta vienen justificados en el apartado “Cálculos”.
8.5.4.3.1 Embarrados
Se instalarán diversos seccionadores en las posiciones de alta tensión. Las dos funciones que realizarán serán aislar la línea del circuito eléctrico y realizar conexiones de puesta a tierra. Los módulos de seccionador con contactos deslizantes están ubicados en el encapsulado modular. Los tres polos están mecánicamente unidos con los indicadores de posición, mientras que el accionamiento eléctrico se ubica sobre uno de los polos. Los accionamientos del seccionador son motores con reductoras, disponen de contactos auxiliares acoplados mecánicamente para control y señalización. Están equipados para efectuar maniobras de emergencia manual y enclavamiento mecánico y disponen de mirillas que permiten verificar visualmente la posición y estado de los mismos.
8.5.4.3.3 Seccionador/seccionador de tierra
Presenta una cuchilla rotativa que permite realizar simultáneamente las funciones de seccionamiento y de puesta a tierra y los interbloqueos correspondientes. Tres posiciones de la cuchilla son posibles, las cuales permiten:
• Seccionador abierto y seccionador de tierra abierto • Seccionador cerrado y seccionador de tierra abierto • Seccionador abierto / seccionador de tierra cerrado
Las partes activas son soportadas por conos aislantes. Los seccionadores serán capaces de establecer e interrumpir las corrientes capacitivas de carga que aparecen en el momento de la puesta en o fuera de tensión de las partes de la subestación. Son asimismo capaces de establecer e interrumpir las corrientes de bucles que aparecen en el momento de una transferencia de carga entre juegos de barras. El seccionador es maniobrado por un mando eléctrico directamente fijado en el aparato.
1 ‐ Aislador
2 ‐ Contacto fijo del seccionador 3 ‐ Contacto móvil del seccionador 4 ‐ Contacto fijo de puesta a tierra 5 ‐ Tapa
8.5.4.3.2 Seccionadores
La barra del sistema de 132 kV será de tipo blindado. Será de encapsulado tripolar y de corriente nominal de 3150 A.
Tensión soportada nominal a los impulsos tipo rayo (onda 1.2/50 μseg), valor de cresta:
- A tierra y entre fases: 650 kV
- A través del seccionador abierto 750 kV
Capacidad de corte de las corrientes: - Corrientes capacitivas 0,1 A - Corrientes inductivas 0,1 A
8.5.4.3.4 Seccionadores de mantenimiento
El seccionador de puesta a tierra de mantenimiento es resistente a los cortocircuitos en la posición de cerrado. Constan del cárter de mecanismo con contacto deslizante incorporado y de una varilla de contacto maniobrada por palanca y bielas. La maniobra es unipolar a mano, o tripolar con motor. El accionamiento de los seccionadores de puesta a tierra será el mismo para los tres polos, y tiene igual diseño que el utilizado para los seccionadores de tierra.
Sus características nominales son las mismas que las del seccionador de tierra.
1 ‐ Aislador 2 ‐ Contacto fijo 3 ‐ Contacto móvil
4 ‐ Contacto fijo de puesta a tierra
8.5.4.3.5 Seccionadores de puesta a tierra de cierre rápido
El seccionador de puesta a tierra de cierre rápido sirve para poner a tierra partes de la instalación en condiciones normales de servicio. Su mecanismo de maniobra tripolar es apto para cerrar el dispositivo sobre cortocircuito. Por ello, podemos decir que se diferencian de los seccionadores de puesta a tierra de mantenimiento, en que disponen de poder de cierre. Para poder realizar la maniobra de cierre de forma rápida, los accionamientos vendrán equipados con resortes que dispararán al recibir la correspondiente señal de mando. El movimiento de apertura se continuará haciendo
lentamente, a través de un motor con marcha reductora que abrirá los contactos del seccionador y armará los resortes para el cierre. La posición en la que se encuentran los contactos de los seccionadores de puesta a tierra rápida en las tres fases, se podrá ver a Presenta las siguientes características nominales:
Tensión nominal 245 kV
Intensidad nominal 3150 A
Tensión soportada nominal de corta duración a frecuencia industrial (50Hz). 1 minuto, valor eficaz:
- A tierra y entre fases: 460 kV
través de un indicador de posición acoplado mecánicamente al varillaje de unión. Los seccionadores de puesta a tierra rápida estarán equipados también para efectuar maniobras de emergencia manual y tendrán un enclavamiento mecánico, de forma que no se puedan accionar si el interruptor de su posición no está abierto.
Los contactos móviles son accionados, en la apertura y en el cierre, por un resorte armado durante la maniobra y luego liberado al final de la misma .El indicador conectado directamente a la varilla de contacto del seccionador de tierra es visible a partir del nivel de explotación. Los seccionadores de cierre lento o rápido, así como los contactos de puesta a tierra del seccionador de mantenimiento estarán eléctricamente aislados de las envolturas, para facilitar el reglaje de los relés de protección, el control de resistencia de los conductores principales o el de las características de los transformadores de corriente. Sus características más importantes son:
Tensión soportada nominal a los impulsos tipo rayo (onda 1.2/50 μseg), valor de cresta:
- A tierra y entre fases: 650 kV
- A través del seccionador abierto 750 kV
Capacidad de corte de corrientes: - Corrientes capacitivas 125 A - Corrientes inductivas 5 A
- Poder de cierre en cortocircuito 100/108 kA (Crst) - Velocidad de cierre del contacto 35 ms
1 ‐ Contacto fijo 2 ‐ Contacto móvil 3 ‐ Mando eléctrico
Tensión nominal 245 kV
Intensidad nominal 3150 A
Tensión soportada nominal de corta duración a frecuencia industrial (50Hz). 1 minuto, valor eficaz:
- A tierra y entre fases: 460 kV
8.5.4.3.6 Interruptores
Serán interruptores automáticos tripolares de SF6, de tipo blindado. La disposición de los interruptores será horizontal, con objeto de minimizar las fuerzas dinámicas de acción y reacción sobre el suelo. Los tres interruptores de fase son accionados por un único mecanismo. El mecanismo de accionamiento de los interruptores constará de dos resortes que acumularán la energía requerida en una maniobra de Apertura–Cierre– Apertura, permitiendo realizar dichas maniobras de forma rápida y eficaz.
Presentan las siguientes características eléctricas:
La secuencia de maniobra presentará una de estas dos secuencias:
Abrir‐3min ‐ Cerrar‐Abrir‐3min ‐ Cerrar‐Abrir.
Abrir‐15 s‐ Cerrar ‐Abrir.
El nivel de ruido generado durante las maniobras de apertura y cierre será mínimo.
8.5.4.3.7 Transformadores de tensión
Los transformadores de tensión son del tipo electrónico o inductivo con aislamiento SF6. La parte activa está constituida por un núcleo magnético rectangular en el cual se colocan los arrollamientos secundarios y la bobina de alta tensión. Será posible instalar hasta dos secundarios para la medición y un arrollamiento terciario en delta para la detección de los defectos de tierra. Una película sintética separa las diferentes capas de espiras.
Las principales características de los transformadores que se instalarán son las siguientes:
- Arrollamientos de medida 30VA clase 0,5; 30VA clase 0,2 - Arrollamiento de protección 100 VA 3P
Tensión de servicio 245 kV
Frecuencia nominal 50 / 60 Hz
Intensidad nominal de servicio 3150 A
Poder de corte nominal bajo cto. 50 kA
Poder de cierre nominal bajo cto. (cresta) 135 kA
Tensión de ensayo 1 minuto 50 Hz 245 kV
Tensión de ensayo con onda 1,2/50 μseg. 650 kV
Frecuencia 50 Hz
Tensión nominal 245 kV
Relación de transformación (66 –245):√3 / 0,11:√3 – 0,11:√3‐0,11√3 kV
Potencias y clase de precisión:
Tensión de prueba a frecuencia industrial durante 1 minuto 245 kV
1 ‐ Aislamiento en resina 2 ‐ Devanado secundario 3 ‐ Conductor
4 ‐ Caja de bornes
8.5.4.3.8 Transformadores de corriente
Los transformadores de corriente están constituidos por toros colocados en el gas en el interior de una envoltura cilíndrica. El arrollamiento primario está constituido por el conductor principal. El número y las características de los toros estarán adaptados a los valores de corriente estipulados. Las características principales de los transformadores de intensidad que se instalarán en las celdas de línea son:
- Arrollamiento de medida 20 VA clase 0,5 - Arrollamiento de protección 2x30 VA 5P20
Tensión de prueba a onda de choque tipo 1.2/50 μseg 650 kV. Cresta
Sobreintensidad admisible en permanencia 1.2 x In A
En las celdas de transformador, acoplamiento y barras se instalarán transformadores de intensidad con las siguientes características:
- Arrollamiento de medida 20 VA Cl. 0,5 - Arrollamiento de protección 2x30 VA 5P20
Los valores de sobretensiones y sobreintensidades son los mismos que en el caso de los transformadores de intensidad para las celdas de línea.
Tensión nominal 245 kV
Relación de transformación 600/ 5‐5‐5 A
Potencias y clases de precisión:
Tensión de prueba a frecuencia industrial durante 1 minuto, sobre el arrollamiento primario 460 kV
Tensión nominal 245 kV
Relación de transformación: 3150/ 5‐5‐5 A
1 ‐ Conductor
2 ‐ Devanado secundario 3 ‐ Pasatapas de cables 4 ‐ Caja de bornes
8.5.4.3.9 Interfaces alta tensión Salida por cable de alta tensión
La conexión del cable estará diseñada para incorporar los aisladores de extremo de cable a las dimensiones de la norma CEI 859.
Caja de cables 1 ‐ Aislador 2 ‐ Conductor 3 ‐ Absorbe la humedad