Parques Marinos

Autor: Cristobal López Parques Eólicos (Septiembre 2005)

UNIVERSIDAD SIMÓN BOLIVAR (CARACAS) PARQUES EÓLICOS MARINOS

ENERGÍA EÓLICA

PARQUES MARINOS

(Cristobal López – EREDA)



TAMAÑO DE LOS AEROGENERADORES EVOLUCIÓN DE LA POTENCIA DE LAS MÁQUINAS: DESDE 1981 A 2001 SE HA PASADO DE MÁQUINAS

DE 25 KW A MÁQUINAS DE 2500 MW (SE HA MULTIPLICADO POR 100)



Turbina Riisager Aerogenerador Bonus 30 kW (1980)



Nordtank 55 kW (1981)



AEROGENERADORES CON POTENCIA SUPERIOR A 1000 KW EN FASE COMERCIAL

Fabricante Potencia, kW Dámetro rotor, m

Peso nacelle, Tn

Nordex 2300 90 90 2500 80 80 1300 60 / 62 49,2 AN Bonus 2000 76 65 1300 62 50 NEG Micon 2000 72 76 1500 64/72 44 Vestas 3000 90 68 2000 80 61,2 1650 66 55 Enercon 2000 70 101 1800 70 101 1500 66 97,4



Fabricante Potencia, kW Dámetro rotor, m

Peso nacelle, Tn

Repower 2000 82 2000 70 1500 70 / 77 56 GE Wind Energy 2.X 84-88-94 1500 70 / 77 56 MAde 2000 92 1320 61 49 Ecotecnia 3000 100 105 1670 74 / 80 64 1250 Gamesa 2000 80/90 65



Nordex 2500

Puesto en marcha en la primavera de 2000. El diámetro de rotor del aerogenerador es de 80 m. La imagen muestra un prototipo en Grevenbroich, Alemania, que tiene una altura de torre de 80 m.



Neg Micon 2 MW

Puesto en funcionamiento en agosto de 1999. Posee un rotor de 72 m de diámetro. En este caso (Hagesholm, Dinamarca) está montado sobre una torre de 68 metros. Al fondo puede ver las cimentaciones para dos máquinas hermanas a ésta. La turbina está pensada para aplicaciones marinas.



DESARROLLOS ESPECÍFICOS PARA OFFSHORE

Fabricante Potencia, kW Dámetro rotor, m Fecha Objetivo Nordex 2500 80 Disponible AN Bonus 2300 76 Disponible 6000 2006 Vestas 3200 / 3600 62 Disponible Enercon 4500 112 Disponible Repower 5000 120 Prototipo



FASES EN EL DESARROLLO TECNOLÓGICO

1ª FASE: ON SHORE CONECTADOS A RED 2ª FASE: OFFSHORE 3ª FASE: EÓLICA + DIÉSEL (EN ÁREAS REMOTAS) 4ª FASE: PRODUCCIÓN DE HIDRÓGENO CON EÓLICA



CARACTERÍSTICAS DEL DESARROLLO EN OFFSHORE El viento en el mar tiene • Menor rugosidad • Menor turbulencia • Menor difusión (estelas más persistentes) • Mayor densidad del aire (más energía) Por otro lado, su definición cuenta con mayor incertidumbre por: • Restricciones en las posibilidades de medición • Falta de modelos específicos • Incertidumbre en el comportamiento de una serie de efectos

Aún así, nos encontramos con un recurso muy importante, donde se prevé el desarrollo de 50,000 MW para el año 2020 (la mitad que en

tierra), según la EWEA.





CARACTERÍSTICAS DEL DESARROLLO OFFSHORE (II) • Altura: no es tan importante como en la aplicaciones Onshore que vemos en Alemania o

Dinamarca (en terrenos de tipo llano) donde se alcanzan ya los 100 m de altura de buje. • Tamaño de máquina: las dificultades de instalación y operación hacen que se vaya a modelos

grandes de aerogenerador para amortizar los altos costes, fundamentalmente de cimentación. • Requisitos especiales: el ambiente salino, el régimen de vientos y el tipo de cargas a que está

sometida la torre, hace que se precise de condiciones especiales de hermeticidad y diseño de cargas

• Las restricciones en el mantenimiento hacen precisas máquinas de gran robustez y con instalaciones específicas para el montaje y la O&M, tales como grúas de apoyo en la nacelle, soportes para transformador y celdas, etc

• La necesidad de desmantelamiento final de las instalaciones • Velocidad variable (como es la tendencia en todas las máquinas grandes) • Probablemente se irá a generadores directamente acoplados para mejorar disponibilidad (con

imanes permanentes) • Se habla de configuraciones multirotor











CARACTERÍSTICAS DEL DESARROLLO OFFSHORE (III) Las circunstancias de integración en red de una aplicación Offshore son especiales por una serie de condicionantes: • La integración de grandes potencias concentradas en un área restringida supone de por sí un

problema (se están barajando proyectos de hasta 1000 MW). Posibilidades de Varias líneas a una tensión media (unos 30 kV) Una línea a una tensión alta (100 ó 200 kV) Evacuación en corriente continua de alto voltaje (HVDC) – mejor control de reactiva, más fácil de enterrar en tierra, menores pérdidas

• La distancia a la costa (existen proyectos hasta a 40 km de la línea de costa) • El “trazado” de la línea de evacuación (submarino)





COSTES DE INSTALACIONES OFFSHORE COSTES EN UN PARQUE OFFSHORE. ÉJEMPLO: RODSAND (144 MW)

Concepto Millones Euros Porcentaje Cimentación 36 16% Aerogeneradores 113 51% Conexión a la red 55 25% Instalaciones de O&M 3 1% Proyecto 8 4% Varios 5 2% Total 221 Inversión, €/kW 1530



COSTES DE INSTALACIONES OFFSHORE (II) COSTE DE INVERSIÓN DE ALGUNOS PARQUES OFFSHORE

Instalación Potencia, MW Año Inversion, M€ Coste €/kW Yttre Stengrund 10 2001 13 1300 Samsoe 23 2002 32,3 1400 Middelgrunden, DK 33 2000 54 1640 Rodsand 144 2002 221 1530 Horns Rev 160 2002 270 1690 Arcklow Bank 520 2007 630 1210



COSTES DE INSTALACIONES OFFSHORE (III) COMPARACION COSTES ONSHORE-OFFSHORE

Concepto Onshore Offshore Cimentación 5.5 16 Aerogeneradores 71 51 Media tensión 6.5 5 Conexión a la red 7.5 18 Instalaciones de O&M 0 2 Proyecto 2.5 4 Varios 7 2



TIPOS DE CIMENTACIÓN OFFSHORE CIMENTACIÓN POR GRAVEDAD



TIPOS DE CIMENTACIÓN OFFSHORE (II) CIMENTACIÓN MONOPILOTE



TIPOS DE CIMENTACIÓN OFFSHORE (III) CIMENTACIÓN MULTIPILOTE





PARTICULARIDADES EN PROYECTOS OFFSHORE MEDIO AMBIENTE

• Avifauna • Mejillones y vida marina • Impacto visual en zonas costeras • Desmatelamiento obligatorio



PARTICULARIDADES EN PROYECTOS OFFSHORE (II) OPERACIÓN

Disponibilidad reducida por: • Accesibilidad compleja • En ocasiones, restringida (a la ida o a la vuelta) • Dificultad de operaciones en el emplazamiento – diseño de máquina especial



PARTICULARIDADES EN PROYECTOS OFFSHORE (III) Riesgos y otros problemas

• Tráfico marino • Pólizas de seguro • Tráfico aéreo • Defensa • Señales de radio / radar • Pesca



MERCADO OFFSHORE ACTUAL

Parque País Tipo turbina Pot, MW Dist, km Prof, m PEM

Nogersund Suecia 220 (Wind World) 0,22 6 1990

Vindeby Dinamarca 450 (Bonus) 5 1,5 2-5 1991

Lely Holanda 500 (NedWind) 2 0,75 5-10 1994

Tuno Knob Dinamarca 500 (Vestas) 5 6 3-5 1995

Irene Vorrink (Dronten)

Holanda 600 (Nordtank) 16,8 0,02 5 1996

Bockstigen-Valor Suecia 550 (Wind World) 2,75 3 5-7 1998

Blyth Reino Unido 2000 (Vestas) 4 0,8 6-11 2000

Middelgrunden Dinamarca 2000 (Bonus) 40 3 3-6 2000

Utgrunden Suecia 1425 (Tacke) 10 8 7-10 2000

Yttre Stengrund Suecia 2000 (NEG Micon) 10 5 6-10 2001

Horns Rev Dinamarca 2000 (Vestas) 160 14-20 6-12 2003

Nysted/Rodsand Dinamarca 2200 (Bonus) 158 2002

Breedt Francia 7,5 2002



Parque País Tipo turbina Pot, MW Dist, km Prof, m PEM

Samsoe Dinamarca 2300 (Bonus) 23 3,5 20 2002

Q7 Holanda 2000 (Vestas) 120 23 20-24 2003

Scroby Sands Reino Unido 2000 (Vestas) 76 2,3 2003

Borkum West Alemania 5000 1040 43-50 30 2004

NSW Holanda 2750 (Neg Micon) 100 10 15-20 2004

Arcklow Bank Irlanda 5000 520 7 5-25 2007



AArrcckkllooww NNoorrtthh HHooyyllee

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SSccrroobbyy SSaannddss

QQ77 -- WWPP NNSSWW

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BBoocckkssttiiggeenn -- VVaalloorr

On project On Operation turbine + On Operation turbine - On construction

En proyecto Construido turbina + Construido turbina - En construcción



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