Los Parques Eólicos Marinos (II/III)

Transcripción

1 Los Parques Eólicos Marinos (II/III) Carlos Castejón de Castro Ingeniero Industrial del ICAI, Promoción 2003 y Doctorando. Coordinador de Proyectos de GAMESA Solar, ha desempeñado anteriormente el puesto de Director de Proyectos Internacionales de GAMESA Energía Servicios en el sector eólico.actualmente trabaja en Endesa. Comentarios a: comentarios@icai.es Emplazamientos marinos Los parques marinos o parques offshore son parques eólicos cuyas máquinas se encuentran dispuestas en el mar, en zonas costeras. Sobre la superficie del mar, el efecto de cizallamiento del viento es mínimo y la velocidad del viento no sufre especial variación con la altura. Se dispone de un potencial eólico muy superior a bajas cotas que en un emplazamiento tierra adentro, llegando incluso hasta ser un 25% mayor. Esta circunstancia permite utilizar torres de menor altura que en los parques terrestres. Mientras en estos últimos la altura del buje es del orden del diámetro del rotor, en parques marinos esta altura se suele encontrar en tres cuartas partes del mencionado diámetro. El viento en zonas marinas es menos turbulento que en tierra, lo que se traduce en menores vibraciones en las máquinas y en el alargamiento de la vida útil respecto a parques terrestres. La radiación solar es capaz de penetrar varios metros bajo la superficie del mar, de modo que la temperatura del agua es menor que la alcanzada por una superficie sólida, terrestre, sometida a la misma radiación. Se registra así menos diferencia de temperatura entre el mar y la capa de aire en contacto con él, traduciéndose este efecto en menores turbulencias por gradientes térmicos menos acusados. Considerando el efecto de los abrigos, éste es mínimo ya que los obstáculos más próximos se encuentran en el litoral. La influencia en los vientos de la línea de costa se extiende incluso a 20 km mar adentro más; aun así, se estima que el recurso eólico marino es un 5 ó 10% mayor que el terrestre tomando las hipótesis más conservadoras. La superficie del mar posee una rugosidad muy baja en escenarios de vientos constantes. Sin embargo, en condiciones de vientos crecientes, parte de la energía de los mismos se transforma en oleaje con el consiguiente aumento en la rugosidad.tras la formación del oleaje y tras la estabilización del viento, la rugosidad disminuye de nuevo. Adicionalmente, el oleaje supone una reducción de la altura efectiva del buje. Estos efectos han de ser cuidadosamente modelados a fin de estimar de modo preciso su repercusión en el perfil de velocidades del viento y en la producción energética esperada. 12 anales de mecánica y electricidad / julio-agosto 2008

2 Debemos preguntarnos cuáles son las razones para que no haya un gran número de estos parques en funcionamiento. Uno de los problemas fundamentales es la necesidad de realizar labores de obra civil y eléctrica subacuáticas con un incremento muy grande en costes respecto a la obra tradicional en tierra firme. Los sobrecostes debidos a estas obras subacuáticas son equivalentes en primera aproximación a las economías obtenidas por mayor producción de energía y menores alturas de torre. En primera aproximación, no obstante, el coste del MW-h producido es similar al obtenido en una instalación convencional. La tecnología de cimentaciones no se encuentra plenamente desarrollada por lo que las dificultades técnicas al respecto son considerables y favorecen a los parques en tierra firme. El montaje y mantenimiento de estas instalaciones es complicado dado el uso obligado de embarcaciones, grúas flotantes, etc. Podría pensarse que, dado que en el mar no hay restricciones de superficie, se podrían construir parques gigantescos de cara a aprovechar economías de escala. Esto sería así de no ser porque dicha instalación tendría entonces una potencia de generación muy alta y supeditada a la aleatoriedad relativa de los vientos por lo que los efectos que produciría en el punto de conexión a la red serían muy considerables, perjudicando la calidad de potencia en el suministro. Además, no es fácil encontrar en la costa líneas eléctricas capaces de recoger la producción de un parque de centenares de MW. El mantenimiento de estas instalaciones o su reparación están condicionados al buen estado del mar por lo que, en ocasiones, puede ser inviable reparar máquinas durante largos periodos de tiempo, por ejemplo durante la época de temporales. Esto afecta gravemente a la disponibilidad del parque y a la energía total anual producida. Por motivos de impacto ambiental, estos parques deben situarse al menos a 20 km de la costa por lo que la línea de evacuación es crítica. A esta longitud debemos añadir la distancia hasta el punto de conexión en el interior. Se hace necesario además considerar medidas preventivas y de respuesta ante posibles vertidos de residuos al mar así como un plan de contingencia para evitar colisiones de buques contra las estructuras, ya sean buques de mantenimiento y construcción o posibles navíos mercantes o pesqueros en Soporte flotante Soporte flotante Soporte flotante amarrado lastrado estabilizado una situación de emergencia debida, por ejemplo, a temporales, pérdida del rumbo por fallos de navegación o situaciones de queda a la deriva. El principal factor que hace económicamente viable la energía eólica marina es la reducción drástica que han experimentado los costes de las cimentaciones marinas en los últimos años. No estando todavía su tecnología plenamente desarrollada son una alternativa real para un futuro inmediato. Evolución tecnológica y ubicación de las instalaciones Las previsiones del sector apuntan las siguientes fases: Fase I: Hasta 2010 Las instalaciones previstas se dispondrán a una distancia comprendida entre los 5 y los 30 km. Las profundidades abordables en este periodo serán inferiores a los 30 metros, quedando excluidas las áreas con condiciones meteorológicas extremas. Fase II: Las distancias a la costa se prevé se incrementen hasta los 40 km y las profundidades a los 50 metros. Seguirán siendo no aprovechables las áreas de condiciones meteorológicas extremas. Fase III: Se realizarán instalaciones a más de 40 km de la costa, en emplazamientos con profundidades de hasta 100 metros y se espera sean admisibles para este tipo de parques las zonas de condiciones meteorológicas extremas. Los Parques Eólicos Marinos (II/III) 13

3 Técnicas de anclaje al lecho marino El cable submarino y la ejecución de las cimentaciones son los responsables de que, hasta muy recientemente, estas instalaciones hayan resultado muy costosas. No obstante, los grandes aerogeneradores con cada vez mayor potencia unitaria, unidos a nuevas técnicas de obra civil, permiten en la actualidad rivalizar en costes con la energía eólica de parques terrestres en términos de competitividad. Esta circunstancia se manifiesta especialmente en aguas poco profundas. Los costes son indudablemente más altos, pero la producción por máquina puede llegar a ser un 25% mayor que en las instalaciones no marinas. Los costes de cimentación y los asociados a la conexión a red para turbinas de potencia superior a 1,5 MW representan un incremento de apenas un 10 a 20% respecto a los costes requeridos por máquinas de 450 o 500 kw, como las instaladas en los primeros parques de Vinderby y Tuno Knob, en Dinamarca. Estudios realizados ya a finales de los años 90 en el capítulo de las cimentaciones por compañías danesas concluyeron la mayor Base por gravedad. Monopilote enclavado. economía y competitividad del acero frente a las cimentaciones de hormigón para parques marinos, abriendo un amplio campo de estudio que hoy se encuentra en plena actividad. La corrosión no afecta gravemente a las instalaciones marinas de acero, en contra de lo que pueda parecer.tras años de funcionamiento y explotación de plataformas petrolíferas se demuestra que puede prevenirse la mencionada corrosión con una correcta protección catódica. La protección que ofrece la pintura en los aerogeneradores marinos es de origen en fábrica más rigurosa que la ofrecida por los modelos homólogos para tierra firme. Dado que las plataformas petrolíferas presentan vidas útiles de 50 años, puede esperarse esta misma vida útil para las instalaciones eólicas marinas. Aguas poco profundas Con profundidades inferiores a 20 metros, en ellas se emplean dos tipos de cimentaciones representativas: cimentación por base de gravedad y cimentación por monopilote enclavado. Los primeros proyectos experimentales de plantas marinas se basaron en el hormigón, mediante cimentaciones de gravedad de cajón. Estas cimentaciones emplean su propio peso para garantizar la verticalidad de la máquina. La técnica de estas cimentaciones es análoga a la de construcción de puentes tradicionales. Se construyen en diques secos ubicados en las proximidades del emplazamiento del parque y se desplazan a éstos antes de ser rellenadas de grava y arena para obtener el peso de diseño. En ciertas zonas geográficas, tales como el Mar Báltico, se emplean cimentaciones de forma cilíndrica dada la necesidad de poder fisurar bancos de hielo a la deriva. Presentan el inconveniente de un incremento de su coste proporcional al cuadrado de la profundidad. A partir de profundidades de 10 metros el coste las hace inviables. Es norma general en los parques eólicos marinos el empleo de cimentaciones por gravedad con una combinación de hormigón y acero. Se emplea un tubo de acero que apoya sobre una caja plana en su base para reducir el peso de la cimentación en el transporte. Aunque el peso final de la cimentación pueda establecerse en toneladas, la estructura de acero representará solo 80 o 100 toneladas si consideramos profundidades de 4 a 10 metros. En las cimentaciones que requieran soportar sobreesfuerzos por 14 anales de mecánica y electricidad / julio-agosto 2008

4 hielo a la deriva se requiere un peso añadido de 10 toneladas. Es esta ligereza relativa lo que permite el transporte de varias cimentaciones en un mismo buque y el empleo de las grúas que posteriormente se utilizarán en el montaje de los aerogeneradores. A continuación las estructuras son llenadas de olivina que, gracias a su elevada densidad, proporciona la suficiente resistencia al efecto de las olas y, en su caso, del hielo. Para máquinas de poco diámetro de rotor, alrededor de 65 metros, y profundidades de entre 4 a 10 metros, se tendrán cimentaciones con base cuadrada de 10 metros de lado o de 15 metros de diámetro en el caso de ser circulares. La cimentación será acondicionada en tierra y se podrá emplear en cualquier tipo de lecho, si bien debe acondicionarse éste. El limo se eliminará y buzos dispondrán un lecho de grava previo a la cimentación. La zona alrededor de la cimentación se protegerá de la erosión aplicando cantos rodados o rocas. Este requerimiento es igualmente necesario en cimentaciones de hormigón, por lo que los costes crecen considerablemente en zonas de gran erosión. Las estructuras de monopilote resultan de la prolongación del fuste de la torre del aerogenerador bajo la superficie hasta la zona del lecho marino, descendiendo bajo éste a una cota de 10 a 20 metros según el tipo de terreno. Diámetros tipo de estos pilotes se encuentran entre los 3,5 y los 4,5 metros. En general, la corrosión no es un problema en este tipo de cimentaciones. No hay necesidad de acondicionamiento del lecho marino, si bien requieren un equipo de pilotaje pesado y son desaconsejables en ubicaciones con abundancia de bloques de mineral en el lecho. En caso de encontrar bloques rocosos durante el pilotaje se suele recurrir a los explosivos para su perforación y voladura. Aguas de profundidad media Denominadas como tales cuando la profundidad se encuentra comprendida entre los 20 y los 50 metros, se emplean en ellas las cimentaciones tipo trípode y trípode alternativo. Estas cimentaciones tienen sus orígenes en las instalaciones petrolíferas. Con punto de partida en una prolongación del fuste de la torre de la turbina, se dispone una estructura que reparte los esfuerzos entre tres pilotes de acero que se introducen una profundidad de 10 a 20 metros en el lecho marino, en Trípode. Trípode alternativo. función de las condiciones del terreno y esfuerzos por hielo y oleaje. La principal ventaja de una estructura de este tipo es su adecuación a grandes profundidades. Se requiere una mínima preparación del lugar previa a la instalación ya que el anclaje al lecho marino se realiza mediante tres pilotes de pequeño diámetro, generalmente menor a un metro. Presentan el mismo inconveniente que las monopilote en lo relativo a terrenos con presencia de rocas, siendo igualmente resistentes a la corrosión. Se desaconsejan para profundidades menores a 6 ó 7 metros dado el riesgo de colisión de las embarcaciones de servicio que se aproximasen a la torre. Aguas profundas En éstas se presentan profundidades superiores a los 50 metros. Se emplean cimentaciones Los Parques Eólicos Marinos (II/III) 15

5 Figura 1. Distribucción de costes en parques eólicos terrestres y marinos 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% Decomissioning Operación y mantenimiento Caminos y edificios Gestión del proyecto Conexión a red y evacuación Cimentación y estructura Turbina Figura 2.Thornton Bank - Desglose de costes de inversión para la Fase 1 (6 aerogeneradores) Subvención ELIA para la conexión a red 22,5% Conexión a red (excluida la subvención ELIA) 14% Figura 3. Thornton Bank - Desglose final de costes de inversión (60 aerogeneradores) Subvención ELIA para la conexión a red 3,5% Conexión a red (excluída la subvención ELIA) 18% Cimentaciones 23% P.E.Terrestre Otros 3% Otros 2% Seguros 1,5% Cimentaciones 19% Seguros 1,5% P.E.Marino Costes de desarrollo del proyecto 14% Costes de desarrollo del proyecto 6% Aerogeneradores 26% Aerogeneradores 46% semiflotantes muy similares a las empleadas en las instalaciones petrolíferas de extracción, en las cuales el aerogenerador se sustenta por una plataforma flotante o semihundida que se fija al lecho marino mediante tensores de acero. Singularidades de la conexión a red Se dispondrá una subestación sobre una plataforma que recoja la producción de las turbinas y eleve la tensión al valor adecuado para el transporte. Junto con esta subestación figuran otras instalaciones de servicio. La gran capacitancia de los cables eléctricos tiene la ventaja del suministro de potencia reactiva a los parques eólicos. Es importante en este tipo de instalaciones disponer de un sistema de ajuste de dicha potencia reactiva de acuerdo con las condiciones de la red. Una posibilidad alternativa es emplear conexiones en corriente continua en alta tensión (HVDC) cuando la distancia a la costa es considerable. Dada las condiciones especiales del entorno marino y la dificultad que puede producirse en el acceso a las instalaciones en determinadas épocas del año, se hace necesario un programa de mantenimiento específico y una monitorización de las variables que caracterizan el funcionamiento de las máquinas mucho más detallada que en los parques convencionales. Es igualmente crítico garantizar la eficacia del sistema de comunicaciones y de transmisión de datos. Estudio comparativo de costes para parques terrestres para marinos Las respectivas distribuciones de costes se muestran de modo gráfico como sigue. A fecha de hoy resulta difícil establecer precios promedio por MW instalado que se puedan extrapolar a futuros parques. Este hecho se debe a tres circunstancias, a saber: no se han construido las suficientes instalaciones para poder estimar este coste por comparación entre ellas, las tecnologías constructivas y eléctricas son muy distintas entre ellos y, finalmente, la variación de costes es muy considerable atendiendo a las economías de escala. Un desglose de costes en porcentaje de la fase piloto compuesta por 6 turbinas y la fase final compuesta por 60 del proyecto de parque eólico marino de Thornton Bank en Bélgica es radicalmente diferente siendo el emplazamiento el mismo y la tecnología a emplear similar. 16 anales de mecánica y electricidad / julio-agosto 2008