5 Sistemas de Transmisión

5. Sistemas de transmisión

Análisis de aspectos eléctricos para el diseño de un parque offshore de generación undimotriz 106

5 Sistemas de transmisión

5.1 Introducción Una de las primeras decisiones a tomar en el diseño de un parque de generación, junto con la elección del sistema de generación, es qué tipo de sistema de evacuación de energía eléctrica generada será el más adecuado para dicho parque.

Las tecnologías que han sido implantadas hasta el momento en instalaciones offshore, como son los parques eólicos offshore y plataformas en el sector del petróleo y gas, para la transferencia de potencia son básicamente de tres tipos:

• Corriente Alterna en Alta Tensión (High Voltage Alternate Current, HVAC)

• Corriente Continua en Alta Tensión con Convertidor Conmutador de Línea (High Voltage Direct Current with Line Conmutated Converter, HVDC LCC)

• Corriente Continua en Alta Tensión con Convertidor Fuente de Tensión (High Voltage Direct Current with Voltage Source Converter, HVDC VSC)

Cada una de estas tecnologías será descrita a continuación, comentando sus características, los elementos que los componen, algunos matices sobre los costes generados en ellos y aplicaciones en las que han sido implantadas. Finalmente se realizará una comparación entre dichas tecnologías.

Posteriormente, se analizará el cableado eléctrico empleado en este tipo de aplicaciones, que será quién realice físicamente la transmisión no sólo de la energía generada sino también de los datos necesarios para que sea posible la monitorización y control del parque de generación. Así mismo, se analizarán aspectos sobre la instalación del cable en el fondo marino.

Un componente importante y destacable en los sistemas de transmisión son las subestaciones offshore. Debido a su relevancia, el capítulo abordará un apartado para mostrar algunas tecnologías existentes en estos temas.

Por último, se mostrarán algunas configuraciones posibles en el sistema de transporte. Dichas configuraciones afectarán al coste y fiabilidad del parque de generación undimotriz.

5.2 Sistemas HVAC vs HVDC

De modo que lo primero que se antoja pensar es si se va a transportar tal energía en corriente alterna o continua. Esta decisión depende de múltiples factores, y entre ellos, los más determinantes son la potencia que se va a transmitir y la distancia hasta la costa o punto de conexión más cercano. Vamos a analizar las ventajas, inconvenientes y posibilidades que ofrecen ambas opciones.

El transporte en corriente continua, como el HVDC LCC o VSC, posee como característica principal el desacople en tensión y frecuencia del sistema offshore (planta de generación) del onshore (red e instalación en tierra). Por otro lado, este sistema requiere convertidores de electrónica de potencia a ambos lados de la línea, es decir, uno en el lado de la planta y otro en el punto de conexión en tierra. Estos componentes tienen el inconveniente de que influyen en el coste total de la inversión y en la fiabilidad del sistema, pero sin ellos no sería posible desacoplar los sistemas offshore y onshore.



En cambio, en una transmisión en corriente alterna, HVAC, la capacidad de transporte en los cables AC offshore se encuentra limitada. El principal motivo se debe a la distancia a transportar, la cual determinará la potencia reactiva que será requerida por el cable. Esto es debido a que en el sistema HVAC aparece una corriente capacitiva provocada por el comportamiento como condensador que sufre el material aislante del cable al transportar tal energía. Este efecto es más acusado en cables de gran longitud, donde gran parte de la capacidad de transporte que posee es consumida por esta corriente capacitiva (o corriente reactiva), y que por tanto se pierde para la transmisión de la potencia activa que es requerida por la red en tierra. Por otro lado, dicha corriente capacitiva induce a su vez pérdidas en el sistema por un calentamiento del cable, lo que hace disminuir aún más la eficiencia del sistema.

Figura 5.1: AC vs DC respecto a coste y eficiencia [5.1]

En la Figura 5.1 se puede observar una comparación entre los dos sistemas de transporte, continua o alterna. Dicha ilustración muestra a la izquierda los costes de inversión de ambos sistemas respecto a la longitud de transporte. En ella, destaca que el coste de la inversión para un sistema HVAC crece rápidamente con respecto a la distancia frente al coste de un sistema HVDC que inicialmente es muy superior pero crece muy suavemente respecto a la distancia, llegando a igualarse el coste de ambos sistemas en un valor alrededor de los 90 km.

Por otro lado, en la figura de la derecha se observa la capacidad de transmisión en términos de eficiencia. En ella, se muestra que la eficiencia del sistema HVAC cae de forma acusada con respecto a la distancia. Sin embargo, el transporte en HVDC se mantiene prácticamente constante, aunque decreciendo muy levemente, llegando a igualarse ambos sistemas a una distancia en torno a unos 70 km.

Un análisis realizado en [5.2] muestra una comparación de la capacidad de transmisión para diferentes cables operando a ciertos niveles de tensión, 132, 220 y 400 kV y diferentes soluciones de compensación de reactiva, solo onshore o en ambos extremos. Tales resultados pueden observarse en la Figura 5.2. La operación fue llevada hasta alcanzar el límite de máxima corriente admisible en las líneas eléctricas. Se destaca que la capacidad de transmitir a largas distancias es reducida al incrementar el nivel de tensión y también como las pérdidas se incrementan al disminuir el nivel de tensión. Por ello, para salvar una distancia considerable mediante una transmisión efectiva con HVAC es necesaria una subestación offshore que eleve la tensión hasta un nivel adecuado para el transporte.



Figura 5.2: Capacidad de transporte de un sistema HVAC para 3 líneas a 132, 220 y 400 kV [5.2]

Una vez analizados de forma general estos sistemas, se puede adoptar como norma genérica que por encima de 70-90 km es más factible transportar energía mediante HVDC.

5.3 HVAC Es el sistema más utilizado por plantas eólicas offshore debido a las distancias en las que están instaladas y la potencia que transmiten, y también por la mayoría de las plantas petrolíferas instaladas hasta el momento. Por ello, el sistema de transporte de energía eléctrica HVAC se trata de una tecnología bien establecida. Como se ha comentado anteriormente, los principales factores que determinan su utilización es la potencia a transmitir, tal como se mostraba la Figura 5.2, y la distancia a transmitir.

Figura 5.3: Ejemplo de sistema HVAC [5.1]

En la Figura 5.3 se puede observar un esquema general del sistema HVAC, en la que se ilustra que se compone principalmente de los siguientes elementos:



• Subestación offshore, en la que sitúan uno o varios transformadores de potencia para elevar la tensión a un nivel adecuado para su transporte y los equipos correspondientes de compensación de reactiva

• Cable submarino trifásico, normalmente un cable tripolar de XLPE

• Subestación onshore, en la se conectan los cables submarinos provenientes de la subestación offshore. En esta subestación se sitúan uno o varios transformadores para adecuar el nivel de tensión a la necesaria para su transporte en tierra. En la misma también se ubican los equipos correspondientes de compensación de reactiva.

De forma general, la tensión en el lado de la generación es 15-33 kV, así que será necesario aumentar su nivel de tensión para su transporte en las condiciones adecuadas. Sin embargo, si se eleva lo suficiente la tensión y la distancia que hay que salvar es corta, es posible que no sea necesaria una subestación en tierra ni incluso elementos de compensación en ambos lados.

Debido a la construcción de los cables submarinos, la capacidad distribuida en cables es mucho más alta que en líneas aéreas, por lo que su distancia de transmisión se encuentra aún más limitada.

Respecto a las pérdidas que se generan en el sistema, el cable es quién influye significativamente en este aspecto, gracias a las pérdidas capacitivas que aparecen (debidas al calentamiento provocado por las corrientes capacitivas) y que limitan a su vez la potencia activa que se puede transmitir. En la Figura 5.4 se puede observar cómo se reparten tales pérdidas en este sistema.

Figura 5.4: Desglose de las pérdidas dadas en un sistema HVAC, para una granja eólica de 500 MW, 9 m/s de velocidad media del

viento, 100 km de transmisión y tres cables submarinos trifásicos de 132 kV [5.2]

Como se mostró en la Figura 5.2, a una distancia de 100 km se puede llegar a transferir hasta 400 MW a 220 kV e incluso cerca de 1000 MW a 400 kV. A estos niveles de tensión, se generan unas pérdidas de 3-4 % de la potencia total, [5.4].

En la Tabla 5.1 se muestran algunos ejemplos de instalaciones con HVAC



Tabla 5.1: Instalaciones que utilizan el sistema HVAC [5.3]

Potencia Distancia de transmisión

Tensión Proyecto

MW km kV

Abu Safah Oil Field (Arabia Saudí) 52 50 115

Horns Rev Wind Farm (Dinamarca) 160 21 170

Samsö Wind Farm (Dinamarca) 20 7,6 36

Nysted Wind Farm (Dinamarca) 165 55 132

Q7 Wind Farm (Países Bajos) 120 28 170

Lillegrund Wind Farm (Suecia) 110 33 145 Burbo Banks Offshore Wind Farm (Reino Unido)

90 40 36

Utgrunden Wind Farm (Suecia) 10 11 24

5.4 HVDC LCC Este sistema de transmisión de energía eléctrica consiste en el transporte de dicha energía en corriente continua a alta tensión, y como se dijo en el apartado 5.2, esta tipología requiere dos convertidores basados en electrónica de potencia en ambos extremos. Estos convertidores se emplean para realizar las conversiones AC/DC y DC/AC en cada extremo correspondiente, Figura 5.5.

Figura 5.5: Simplificación de un sistema tipo HVDC [5.2]

Los sistemas de transporte HDVC han sido ampliamente utilizados durante muchos años para la entrega de potencia a través de largas distancias y/o para la interconexión entre dos redes de AC no sincronizadas, de hecho ese fue el origen de este sistema. Según [5.3], este sistema no ha sido utilizado para ninguna conexión de plantas eólicas offshore ni en plataformas de extracción de gas y petróleo, de tal modo que hay algunas universidades y empresas que están estudiando la viabilidad del HVDC LCC en estas aplicaciones.

Por tanto, este sistema de transmisión sólo puede transferir potencia entre dos redes activas. Así que requiere un sistema auxiliar de arranque en el caso de utilizarlos en plantas de generación.



Figura 5.6: Ejemplo de sistema HVDC LCC [5.5]

1: Filtros AC, 2: Filtros DC, 3: Transformadores, 4: Convertidores de electrónica de potencia, 5: Reactancia suavizadora, 6: Statcom o

banco de condensadores, 7: Cable DC, 8: Equipo auxiliar de energía

En la Figura 5.6, podemos ver un esquema de este tipo de sistema, donde se puede observar que los elementos principales son:

• Filtros de corriente alterna y de corriente continua. Los filtros son utilizados para absorber los armónicos generados por los convertidores, reduciendo la inyección de armónicos en la red. Además pueden aportar un ligero suministro de energía reactiva a los convertidores.

• Transformadores. Son necesarias subestaciones a ambos lados de la línea, y la configuración necesaria de los transformadores para un convertidor de 12 pulsos son dos transformadores con conexiones estrella y triángulo, tal y como se puede observar en la Figura 5.7. De esta forma se eliminan armónicos y entonces el tamaño de los filtros requeridos es menor.

Figura 5.7: Esquema general de la configuración de un sistema HVDC LCC [5.3]

• Convertidor de potencia LCC basado en tiristores. Se trata de los componentes más importantes del sistema, ya que realizan la conversión AC/DC y DC/AC posteriormente. La operación de estos tiristores en el convertidor requiere potencia reactiva para un funcionamiento adecuado

• Bancos de condensadores o Statcom. Sirven para el aporte de reactiva necesaria para la operación de los tiristores.



• Reactancia alisadora. Se trata de grandes inductancias conectadas en serie con cada polo que impiden interrupciones de corrientes por carga mínima, limitan la corriente de falta de DC y reducen los armónicos en la corriente en el cable.

• Cable de corriente continua y camino de retorno. En estos cables el camino de retorno puede ser de tres formas distintas, un electrodo a tierra, un conductor de retorno metálico como parte de un cable de DC o un cable de AC a bajo nivel de tensión.

• Set o conjunto auxiliar de energía. Este elemento se encarga de aportar la energía necesaria a los tiristores para controlar el instante de conducción en los mismos, además de dar energía a los dispositivos de protección, control y refrigeración asociados al sistema.

Hay que mencionar la necesidad por tanto de una subestación offshore que albergue el convertidor LCC y todos sus componentes. Sin embargo, las dimensiones requeridas para la misma son varias veces la necesaria para una estación de transformación de un sistema HVAC.

Respecto a las pérdidas generadas en los convertidores, tal y como se comenta en [5.3] son del orden de un 1-2 %. Para conocer la aportación de los distintos componentes a las pérdidas generadas en el sistema podemos observar la Figura 5.8. En la que se consideraron dos instalaciones de una granja eólica de 500 MW y 1000 MW respectivamente y a diferentes longitudes de transmisión, para más información sobre la estimación realizada ver [5.2]. En ella se muestra cómo las pérdidas dadas en los convertidores son las que más contribuyen a las pérdidas globales. Y también, se muestra cómo las pérdidas dadas en los cables se incrementan con la distancia de transporte.

Figura 5.8: Desglose de las pérdidas dadas en un sistema HVDC LCC para dos instalaciones de una granja eólica de 500 MW y 1000

MW y a diferentes distancias [5.2]



En la Tabla 5.2, podemos observar algunos ejemplos en los que se ha empleado este sistema de transporte, HVDC LCC.

Tabla 5.2: Instalaciones que utilizan el sistema HVDC LCC [5.3]


Tensión Proyecto

MW km kV

Bassilink (Australia-Tasmania) 500 290 400

Unión HVDC Italia-Grecia 500 163 400

5.5 HVDC VSC Debido a los desarrollos alcanzados en el transistor bipolar de puerta aislada, IGBT, el sistema HVDC VSC se trata de una tecnología actual que está empezando a tener cada vez más relevancia en los últimos proyectos. Los IGBTs de alta potencia hacen que los convertidores puedan trabajar en un rango de frecuencias de 1-2 kHz, con la que se obtiene una reducción en la emisión de armónicos, con respecto al HVDC LCC, sin embargo es un sistema que genera más pérdidas. En la actualidad, existen dos fabricantes, ABB y Siemens, que han conseguido fabricar y comercializar este tipo de sistemas. Estos sistemas son el HVDC Light (ABB) y el HVDC plus (SIEMENS), y están disponibles en un rango de potencias entre 50 y 1100 MW con tensiones hasta los 300 kV, [5.3].

En la Figura 5.9, se puede observar un esquema general de la configuración que poseen estos sistemas, y en la Figura 5.10 se muestra el esquema general que tendría una estación de conversión de este tipo. En ellas, se pueden apreciar que los componentes básicos son:

• Transformadores. Estos elevan la tensión al nivel necesario para realizar la conversión en el dispositivo VSC

• Convertidores HVDC VSC. Se trata del corazón del sistema pues son quienes realizan la conversión AC/DC y DC/AC. Están basados en componentes IGBT, [5.5], que pueden alcanzar una alta frecuencia de conmutación, 1-2 kHz, lo que reduce el número de armónicos y por tanto el número y tamaño de filtros necesarios. Como consecuencia, la conversión genera mayores pérdidas.

• Filtros AC y DC. Son necesarios en ambos lados, el DC y el AC del propio convertidor. Son utilizados principalmente para reducir la influencia de armónicos en el sistema y mejorar el funcionamiento global del convertidor.

• Condensadores de corriente continua. Los condensadores aportarán la energía reactiva necesaria y suavizarán la señal en el puente de continua.

• Cable DC. Que normalmente será de una tecnología de aislamiento de polímero extruido, y su camino de retorno puede tener las mismas consideraciones del caso anterior.

• Set o conjunto auxiliar de energía. Aportará la energía necesaria a los dispositivos de protección, control y refrigeración asociados al sistema.



Figura 5.9: Ejemplo del esquema general de un sistema HVDC VSC [5.1]

Figura 5.10: Esquema de una estación de conversión para un sistema HVDC VSC [5.5]

Como se comentó anteriormente, el sistema requiere de dos subestaciones, una ubicada en tierra y otra offshore. Sin embargo a diferencia del HVDC LCC, las estaciones de conversión son más compactas y su diseño es más sencillo.

Las ventajas que ofrece este sistema de transmisión son las siguientes:

• Es capaz de controlar de forma independiente la potencia activa y reactiva en ambas estaciones de conversión, y por tanto en cada extremo de la línea, permitiendo así que la potencia a transmitir sea controlada con gran flexibilidad.

De este modo, en la estación offshore de la instalación se puede aportar la energía reactiva que necesite el sistema de generación y además controlar la potencia activa inyectada en el sistema de transporte.

Por otro lado, en la estación onshore se puede manipular la potencia activa y reactiva para controlar las variaciones de frecuencia y tensión, respectivamente, en el punto de conexión a red. Por lo que este sistema está habilitado para trabajar en los 4 cuadrantes del plano P-Q, [5.5].



• Desacopla las redes en tensión y frecuencia, por ser un sistema HVDC, de modo que las faltas y variaciones de frecuencia de la red principal no afectan al sistema de generación y viceversa.

• Pueden ser conectadas a una red débil de AC, gracias a su posibilidad de control sobre la potencia activa y reactiva en ambos extremos.

• Otra característica importante de los sistemas HVDC VSC, como también para los HVAC, es que tienen capacidad de levantar una red que ha sufrido un colapso con un fallo de un 100 %.

Para observar la aportación de los distintos componentes a las pérdidas generadas en el sistema podemos observar la Figura 5.11. En la que se ha considerado, como en el caso anterior, dos instalaciones de un parque eólico de 500 MW y 1000 MW respectivamente y a diferentes longitudes de transmisión, para más información sobre la estimación realizada ver [5.2]. En ella, se observa cómo las pérdidas dadas en los convertidores son las que más contribuyen a las pérdidas globales en la mayoría de los casos. Y también, cómo las pérdidas en los cables se incrementan con la distancia a transmitir. Según [5.3] las pérdidas generadas en los convertidores se encuentran entorno a un 4-5 %.

Figura 5.11: Desglose de las pérdidas dadas en un sistema HVDC LCC para dos instalaciones de una granja eólica de 500 MW y

1000 MW y a diferentes distancias [5.2]

En la Tabla 5.3, podemos observar algunos ejemplos en los que se ha utilizado este sistema de transporte.

Tabla 5.3: Instalaciones que utilizan HVDC VSC [5.3]


Tensión Proyecto

MW km kV

Cross Sound (Estados Unidos) (interconexión) 330 40 150

Gotland Light (Suecia) (eólico onshore) 50 98 80

Tjaeroborg Light (Dinamarca) (eólico onshore) 7,2 4,3 9



Troll A Gas Platform (Noruega) 80 68 80

5.6 Comparación entre sistemas de transmisión

Una vez analizados los distintos sistemas de transporte para energía eléctrica y teniendo en cuenta los estudios de costes y capacidad de transporte realizados en [5.3] y [5.2], vamos a realizar una comparación entre los mismos.

El sistema HVAC se trata de una tecnología con una cierta madurez adquirida, pues se trata del sistema más utilizado hasta el momento en estas aplicaciones. Además, es el sistema que posee menores pérdidas y coste de la energía para una distancia hasta 50-70 km, dependiendo de la tensión y potencia de transmisión.

A distancias mayores, entre los sistemas tipo HVDC, el sistema HVDC LCC es el que presenta una mayor eficiencia en costes que los otros sistemas. Por un lado, hay que tener en cuenta el coste de una plataforma o subestación offshore, elemento que no se contempló en tales estudios, y que para el caso del HVDC LCC requiere mayor tamaño y número de componentes que el HVDC VSC; esto hace que la eficiencia en coste sea algo difusa con respecto a este último. Y por otro lado, gracias a la flexibilidad del control independiente de las potencias activas y reactivas que el HVDC VSC posee, hace que pueda no ser necesario el refuerzo de la red existente y su coste correspondiente. De modo que, para distancias grandes no está tan claro qué sistema de HVDC es el más óptimo y debe ser analizado en cada caso.

Respecto a los cables, los sistemas HVDC necesitan menos cableado que los sistemas HVAC, creando una reducción considerable en la inversión inicial para los cables y también en el coste asociado a la instalación del mismo. Por otro lado, al existir menor número de cables también existe un menor índice de fallos, impacto ambiental y gastos de mantenimiento, siendo otro punto a favor de los sistemas HVDC.

Además, las pérdidas en los cables de HVDC son menores que en los cables para el sistema HVAC, debido en parte a la capacidad distribuida que aparece en los cables de AC comentados en apartados anteriores.

Hay que recordar que los sistemas HVDC frente a los HVAC permitían una conexión no sincronizada a red de la planta de generación, teniendo por tanto distintas frecuencias y tensiones a ambos lados del sistema de transporte. Además, este hecho implica que la planta de generación no esté influida directamente por bajadas de tensión y otras faltas posibles dadas en la red, pues los sistemas están desacoplados.

Otras diferencias importantes a destacar entre los sistemas HVDC, son por un lado el hecho de que el HVDC LCC requiere un sistema auxiliar de arranque para poder iniciar desde un colapso de tensión. Y por otro que el sistema HVDC VSC es capaz de controlar de forma independiente la potencia activa y reactiva en ambos lados y puede ayudar a regular la tensión en el lado de la red.

5.7 Configuraciones posibles en la transmisión

En este apartado analizaremos las posibles soluciones que pueden darse en el diseño de la instalación de un sistema de evacuación de la energía generada.

El sistema de generación empleado para este análisis será un generador lineal de imanes permanentes como el representado en la Figura 5.12. En el apartado 4.4 se explicó que el translator del generador se desplaza con frecuencia variable según el movimiento



irregular de las olas, lo que implica que la corriente y la tensión producidas por el generador varían con respecto al tiempo.

Si las salidas de dos generadores lineales poseen frecuencias distintas, éstas no pueden ser conectadas en paralelo directamente. Por ello, la corriente generada debe ser rectificada a corriente continua antes de dicha conexión. De esta forma, se pueden conectar un número dado de generadores en conjunto en el lado de CC, incrementando así la potencia de salida.

Finalmente podemos considerar que una base unitaria de generación es la formada por un generador lineal y su rectificador correspondiente, Figura 5.12, encerrados ambos elementos en una construcción impermeable y fijada al fondo marino.

Dependiendo del tamaño del parque undimotriz, la distancia a la red y el nivel de tensión a la que se desea transportar, son posibles un número determinado de soluciones alternativas en la transmisión.

Como base inicial, partiendo de un número determinado de bases unitarias de generación nos podemos encontrar 4 opciones posibles en el sistema de transmisión, Tabla 5.4.

Figura 5.12: Sistema de generación, [5.15]

Arriba: Generador lineal

Abajo: Base unitaria de generación

• Opción 1

En esta opción, tras unificar la señal de los generadores en el lado de CC, una línea de transporte evacua la generación a la tierra. Donde se ubica una estación de conversión para invertir la señal de CC a AC, y posteriormente mediante un transformador con tomas elevaríamos su tensión y ajustaríamos las variaciones de la misma para su inyección a red

• Opción 2

Aquí la diferencia con respecto a la primera opción, es que el convertidor donde se realiza la inversión de la señal se encuentra ubicado también en la plataforma offshore o en un emplazamiento submarino. De modo que se incrementa la complejidad en tales instalaciones, y además se decrementa la disponibilidad para el mantenimiento. Finalmente este sistema puede ser conectado a red con o sin un elemento intermedio de transformación.



Tabla 5.4: Opciones de solución para la transmisión de la energía [5.15]

Opci

ón 1

Opci

ón 2

Opci

ón 3

Opci

ón 4

• Opción 3

La tercera opción es instalar el elemento de transformación también offshore. En este caso las pérdidas por transmisión I2R son menores que en la opción 2, pues la tensión de transporte es mayor.



• Opción 4

Como última opción, sería realizar un transporte de CC, HVDC. Esta opción es la mayor complejidad en cambio las pérdidas por transmisión obtenidas serían las menores en cambio habría mayores pérdidas debidas a los propios componentes del sistema.

A la hora de escoger una opción u otra, hay que realizar un exhaustivo estudio de pérdidas-complejidad, y por otro lado, también es necesario analizar todas las ventajas e inconvenientes que aportan cada una de las opciones. En la Figura 5.13 y en la Tabla 5.5 podemos observar un ejemplo simplificado de estas cuestiones respecto de las opciones analizadas anteriormente.

Figura 5.13: Análisis pérdidas – complejidad de las opciones de sistema

Tabla 5.5: Ventajas e inconvenientes de las soluciones de transmisión, [5.15]

Opción 1 Opción 2 Opción 3 Opción 4

Baja pérdidas por transmisión

Ventajas Pocos

componentes Componentes

simples Componentes simples

Muy bajas pérdidas por transmisión

Muchos convertidores

Inconvenientes Altas pérdidas por

transmisión Componentes

offshore complejos

Componentes offshore más complejos (se

añade un transformador)

Compleja instalación offshore

Posible implementación

Pequeña granja cercana a red

Pequeña granja muy cercana a red

Mediana / gran planta bastante cercana a red

Gran planta lejos de la red

Por simplicidad, es preferible evitar elementos activos controlados en el mar, por lo que esta opción se limita a plantas de grandes dimensiones y a grandes distancias desde la costa. El incremento en complejidad es un mal aspecto desde un punto de vista de fiabilidad y mantenimiento del sistema, por lo que debe reservarse, al igual que el anterior, a instalaciones de gran envergadura y lejanía de la costa.



5.8 Cableado submarino

5.8.1 Estructura del cable submarino

El cable submarino se trata de un componente vital para la instalación. Este elemento será quien materialice el transporte de la energía eléctrica generada como también el transporte de datos de información y mando, para la monitorización y control de la planta.

El tipo de cable seleccionado tiene una fuerte influencia en el coste del sistema, y particularmente en el coste de la instalación. Existen muchos factores cuya combinación determinan la tipología del cable a emplear. Los factores más relevantes son la potencia, tensión y distancia a transmitir, los cuales tienen gran influencia tanto en el modo de transporte, ver apartados anteriores, cómo en el tipo de cable a emplear.

Pero también existen otros factores que afectan a la estructura que poseerá el cableado. Entre estos factores nos encontramos el tipo de suelo, profundidad del fondo marino, corrientes y mareas dadas, cable enterrado o sobre el fondo marino, profundidad de enterrado, existencia de anclajes en la zona, es decir, parámetros característicos de la ubicación seleccionada.

La principal diferencia entre los cables submarinos y los aéreos es la gran capacidad que aparece a lo largo de la línea en los cables submarinos. Debido a este comportamiento, aparece una corriente reactiva que reduce la capacidad de transmisión del cable y por ello se requiere compensación en ambos extremos. Este fenómeno aparece en los sistemas HVAC, pues la corriente parásita es proporcional a la frecuencia, y en sistemas HVDC la frecuencia es nula. Esta corriente capacitiva viene dada por:

IC=2πfCVL

Donde f es la frecuencia, C es la capacidad por km, V es la tensión del cable y L la longitud del cable en km. Y la corriente activa que será capaz de transportar un cable de HVAC, teniendo en cuenta estas corrientes parásitas viene dada por:

Ip2= It

2 - IC2

Donde la corriente Ip es la corriente activa e It es la corriente total que circula por el cable.

De forma general, la estructura de un cable submarino para estas aplicaciones en plantas de generación undimotriz debe estar formada por los siguientes componentes:

• Conductor central

Es el núcleo del cable y está compuesto por un grupo de alambres roscados que forman una sección circular. El material del núcleo que se emplea normalmente en media y alta tensión es el cobre, aunque también puede utilizarse el aluminio, pero debido a su menor capacidad de conducción es necesario un mayor diámetro en el conductor. A mayor área transversal del conductor se obtiene una mayor capacidad de transporte, aunque dicha área puede ser incrementada hasta unos 2000 mm2, pues si aumentamos el radio, el cable es más rígido y complicado de doblar y su radio de plegado llega a ser demasiado grande (5-6 m), [5.3]. Por otro lado, la capacidad de transporte es también función de la tensión y potencia nominales, longitud del cable, tipo de instalación, profundidad de enterramiento, tipo de suelo y las pérdidas eléctricas.

Respecto al número de conductores, en los cables de un sistema HVAC se pueden unir las tres fases en un solo cable tripolar, reduciendo así costes en cables y en la instalación de los mismos. Además, con esta disposición se produce una reducción en el



campo electromagnético exterior y también menores pérdidas por inducción que en el caso de tres cables unipolares. En los sistemas HVDC, el camino de retorno puede ser por un electrodo a tierra, un conductor de retorno como parte del cable de corriente continua o mediante un cable de corriente alterna de baja tensión. En el caso de un electrodo o del cable de baja tensión, se reduce el coste en cableado, aunque particularmente, para el caso de utilizar un electrodo es necesario analizar la regulación ambiental de la localización, ya que se producirán reacciones químicas en tal electrodo.

Figura 5.14: Composición cable eléctrico submarino [5.6]

1) Conductor, 2) Pantalla semiconductora interna, 3) Aislamiento, 4) Pantalla semiconductora externa, 5) Cinta de inflamación, 6)

Cubierta de aleación de plomo, 7) Cubierta de polietileno, 8) Cable de fibra óptica, 9) Relleno, 10) Cubierta interior, 11) Asiento,12)

Armadura, 13) Cubierta exterior

• Aislamiento eléctrico

En los cables de transmisión submarina se emplean tres tipos de aislamiento:

� Papel de celulosa impregnado de aceite mineral o sintético, Figura 5.15.

La impregnación de aceite puede ser de dos tipos, un llenado de aceite a baja presión (LPOF) o lleno de un fluido a baja presión (LPFF). En ambos casos, se cubre el núcleo con un eje hueco por el que se hace circular el aceite mediante estaciones de bombeo en ambos extremos de la línea. De modo que para poder mantener una presión constante a lo largo del cable, estos sistemas pueden ser construidos para unas longitudes de transmisión hasta 50 km. Este método tiene el inconveniente de que la instalación y el mantenimiento del sistema de bombeo corren el peligro ambiental de derrames de aceite. Sin embargo, se trata de una tecnología bien establecida y aún se están introduciendo en el mercado cables mejor realizados.

Figura 5.15: Cable LPFF [5.3]



� Cables de masa impregnada (MI), Figura 5.16.

Estos cables son de una construcción similar al anterior, sin embargo, el papel aislante es impregnado en una resina o un aceite de alta viscosidad, por lo que no necesita de un sistema de circulación de aceite y además se evita el riesgo de fuga como en los casos anteriores. Éste es el tipo de cable utilizado tradicionalmente en la transmisión HVDC.

Figura 5.16: Cable de masa impregnada [5.3]

� Cable de polietileno reticulado (XLPE).

El aislamiento se trata de un dieléctrico sólido, también conocido como dieléctrico extruido y es una alternativa muy prometedora en cables submarinos. Debido al proceso de fabricación, este tipo de aislamiento permite unos costes menores y una mayor longitud de transmisión que los LPOF y LPFF. Además posee una mayor capacidad de doblado, una alta resistencia mecánica y un peso menor que otros cables, por lo que el proceso de instalación es más sencillo.

La principal ventaja de los cables de XLPE, es que se puede trasportar una corriente nominal con una temperatura de 90 ºC y soportar por un corto periodo de 3 segundos de corrientes de cortocircuito de hasta 250 ºC, [5.6]. Según [5.2], Nexans, un fabricante noruego, puede fabricar cables de XLPE para una tensión de hasta 420 kV y ABB, según comenta [5.5], construye cables para hasta una tensión de 245 kV y una potencia de 500 MW.

Figura 5.17: Cables de polietileno extraído [5.3]

Existe otro tipo de aislamiento de material termoestable utilizado en cables submarinos como es la goma de etileno propileno (EPR), cuyas propiedades por debajo de 69 kV, [5.6], son similares a los cables de XLPE pero tienen el inconveniente que a niveles más altos de tensión tienen mayor capacidad parásita.

• Pantalla metálica



Alrededor de la capa semiconductora externa, se añade una envoltura metálica por la que se conecta a tierra el cable para que circule la corriente de falta si ocurre un fallo en el mismo. Además sirve de protección contra el agua. En esta capa, en el caso de utilizar corriente alterna, se induce una corriente que genera pérdidas en el sistema.

• Armadura

Los cables son recubiertos con una armadura externa formada por alambres de acero galvanizado que aporta resistencia mecánica con una protección anticorrosión. En algunas ocasiones se utiliza un repelente para evitar daños por la fauna marina. En esta capa también se producen corrientes de inducido en el caso de corrientes alterna.

• Fibra óptica

La fibra óptica es un elemento esencial para el buen funcionamiento de la planta pues es el agente que realiza la transmisión de datos de información y órdenes de mando y hace posible, por tanto, la monitorización de la misma. Los cables de fibra óptica pueden ser instalados alrededor del cable o como parte del relleno en cables multipolares. Los elementos básicos que constituyen un cable de fibra óptica son los siguientes:

� Fibras ópticas

� Tubo central con gel

� Cubierta interior

� Armadura

� Cubierta interior

Figura 5.18: Cable de fibra óptica

El uso de fibra óptica limita también la temperatura alcanzada por el cable pues se pueden producir daños en las propias fibras.

Figura 5.19: Cables submarinos con fibra óptica [5.3]



• Cubierta exterior

Se trata de una envoltura exterior global de propileno como capa de protección final. Está cubierta asegurará una correcta protección contra la abrasión, el desgarro y la humedad.

5.8.2 Instalación y mantenimiento del cable submarino

La instalación de un cable submarino requiere un meticuloso estudio del fondo marino, las corrientes, la geología, la batimetría y sismología del terreno, métodos de enterramiento, actividad en la zona, tráfico marítimo, etc. Todos estos parámetros determinarán las posibilidades y el alcance necesario para la instalación.

Es necesario analizar todas las alternativas posibles de interconexión, pues a lo largo del trayecto pueden existir parámetros que determinen la ruta a escoger y, por tanto, la longitud y propiedades del cableado a emplear. Otro factor importante a la hora de seleccionar una ruta es que esté lo más cerca posible de un posible punto de conexión con la red en tierra. Este hecho abarataría en gran medida los costes, pues la instalación de conexión necesaria será la menor posible.

De modo general, para la instalación del cable eléctrico son necesarios buques especiales adaptados para tal fin, dos ejemplos de ellos son los barcos Giulio Verne y Skagerrak, Figura 5.20 y Figura 5.21, de las compañías Prysmian y Nexans respectivamente.

Figura 5.20: Barco cablero Skagerrak, de Nexans



Figura 5.21: Barco cablero Giulio Verne, de Prysmian

Estos buques instaladores deben ser capaces de llevar grandes tambores que contengan el cableado, Figura 5.22, como también máquinas preparadas para tensar el cable y sistemas de posicionamiento GPS dinámico pues son necesarias unas maniobras muy precisas en la instalación del cable, de modo que se pueda seguir las trayectorias tal y como fueron diseñadas. Además deben estar habilitados para izar el cable y poder proceder a su reparación o reemplazamiento.

Figura 5.22: Tambores de los barcos cableros

IZQ: Skagerrak

DER: Giulio Verne

La instalación del cable submarino puede ser realizada mediante varios métodos. En el caso de que la composición del lecho marino sea mayoritariamente de arena o fino, el método empleado normalmente es tender el cable directamente sobre el lecho marino. Una vez se haya posado el cable en el fondo, éste se irá enterrado progresivamente por sí mismo debido a su propio movimiento.

En los casos que se estime conveniente, a la vez que se va tendiendo el cable también se procede a la apertura de una zanja por medio de técnicas especiales. De este modo, el cable queda enterrado bajo el suelo marino a una cierta profundidad. La profundidad del enterramiento dependerá del tipo de suelo, pues si es de elevada consistencia, de tal forma que las anclas y otros elementos relacionados con la pesca no pueden penetrar en él, la profundidad de enterramiento necesaria será menor. En cambio si se trata de un suelo en el que las corrientes marinas pueden mover las arenas del fondo, es necesario



alcanzar una profundidad mayor en el enterramiento, para evitar así que el cable pueda reflotar.

También existen algunos métodos de protección para cables submarinos, como por ejemplo la instalación de armazones de hierro de sección cilíndrica que envuelven el cable.

Durante el tendido del cable, se realiza una monitorización del posicionamiento del cable sobre el fondo marino mediante un vehículo de control remoto (ROV). Este vehículo puede ajustar la trayectoria seguida a la diseñada y también evitar vanos libres entre puntos de apoyo del cable dados por irregularidades del terreno.

Una vez el cable llega a la costa, al alcanzar una cota de 2-3 m de profundidad, se procede al enterramiento del cable hasta el punto de unión con la instalación de tierra. Esta conexión puede ser a través de una arqueta o directamente en la estación de conversión onshore. El motivo de este tramo subterráneo es minimizar los posibles impactos que se puedan dar en el entorno, como también evitar los daños que se puedan provocar en el propio conductor por la corrosión, ya que en este punto es aún mayor debido a la combinación de aire y agua.

Las máquinas zanjadoras submarinas deben ser capaces de operar en áreas topográficas muy complejas y poseer una capacidad de dragado de 1-4 m, [5.3]. Hoy en día existen robots capaces de trabajar a profundidades de 1000 m. Ejemplos de éstos son el Capjet de Nexans o el Hydro-plow de Prysmian, [5.3], en los que se emplea el método “Jetting”. En este método, se emplea un sistema que consiste en chorro de agua con dos funciones, crear una zanja en el fondo para el cable y a la vez propulsar esta máquina de excavación de zanjas. Mediante este chorro de agua se fluidifica el material del fondo marino para crear la zanja, luego el material fluidificado vuelve a caer en la parte superior del cable actuando como relleno después de que la máquina haya pasado. Además, el cable no pasa a través de la máquina, por lo que no hay fuerzas aplicadas directamente en el cable, así que no hay riesgo de dañarlo durante el proceso de apertura de la zanja. Este método es el utilizado en la mayoría de las condiciones del suelo arcilloso y arenoso.

Figura 5.23: Instalación mediante ROV



Figura 5.24: Vehículos de control remoto (ROV) [5.3]

IZQ: Capjet de Nexans

DER: Hydro-plow de Prysmian

Otros métodos que pueden ser necesarios de forma puntual son operaciones de “Trenching”. En los cuales, es utilizado un tipo de excavadora submarina con cuchillas rotatorias. En tramos menos profundos, como se comentó anteriormente, es necesario realizar zanjas de una profundidad mayor y se pueden emplear métodos adicionales, según [5.9], como la instalación de conchas de acero fundido, matrices de cemento o mediante “Cutting”, que consiste en la realización de una zanja cortando los sedimentos del fondo marino.

Cada cable debe ser instalado de forma separada. Hay que matizar, que los cables de AC deben ser ubicados lo suficientemente cerca para evitar corrientes inducidas pero no tan cerca para evitar un cruce de cables durante la instalación. En [5.3] se comenta, que en tierra, 1 m de separación es suficiente pero, bajo agua, son necesarios 20 m y las pérdidas por corrientes inducidas son mucho mayores. En cambio, los cables de DC deben estar lo suficiente cerca para evitar la generación de fuertes campos magnéticos.

Existen múltiples razones por las que se puede generar un fallo en un cable submarino:

• Fallos directos. Se trata de fallos debidos al diseño y tecnología utilizada por el propio fabricante del cable, como problemas de aislamiento, fallos causados por un mal diseño o instalación o incluso por faltas provocadas por el efecto del entorno (corrosión en la armadura, fallo en la envoltura).

• Fallos ocasionados por terceros. Como por ejemplo, contactos con redes de pescadores, anclas o incluso, por contactos con barcos. Estos fallos dependen significativamente de la geografía de la zona y las condiciones del fondo marino y se dan con más frecuencias en zonas de tráfico marítimo denso y zonas poco profundas.

Según la información suministrada por “Scottish and Southern Energy”, [5.5], el 30,3 % de los fallos provocados en sus cables submarinos son provocados por redes de pescadores o contactos con anclas y barcos. Pero hay que matizar que dichos cables estaban acostados en el fondo marino, por lo que enterrar el cableado de la instalación decrementa las probabilidades de fallo.

La generación marina debe tener una muy alta fiabilidad y disponibilidad para que sea posible su generación a gran escala, por ello las faltas deben ser localizadas y reparadas rápidamente.



Los cables deberán ser inspeccionados por buzos o cámaras sumergibles para encontrar las faltas y la extensión de los daños. La reparación del cable conlleva la movilización de un buque adecuado, equipado para el manejo y reemplazamiento del mismo. Estas operaciones consumen bastante tiempo, por ejemplo, el tiempo de reparación de un cable enterrado en tierra es más o menos una semana, pero para un cable submarino puede ser mucho mayor, especialmente si el buque no está disponible o las condiciones meteorológicas son severas. Otro factor que puede ser determinante es la existencia de un stock del cableado por parte del fabricante, ya que en caso de no existir se requiere un tiempo mayor pues se debe proceder de nuevo a la elaboración del cable.

Otra forma de disminuir los tiempos, y por tanto costes, en la localización de faltas y en el mantenimiento y reparación de los mismos consiste en dividir y unir los cables a lo largo de su longitud mediante puntos de reparación, facilitando así la reparación y mantenimiento de los mismos. Estos deben ser capaces de soportar esfuerzos mecánicos y eléctricos extremos, producidos en la instalación y operación de la planta.

5.9 Subestaciones offshore Como se ha visto en apartados anteriores, en los sistemas de transmisión es necesaria normalmente una estación de conversión offshore y otra onshore. En este apartado nos centraremos en analizar las estaciones tipo offshore, pues son las menos convencionales y específicas para instalaciones marinas y, además, estas estaciones incrementan significativamente la inversión de la planta.

Dependiendo de las condiciones de nuestra planta, en especial la distancia a la costa, la tensión de transporte y la profundidad dada en la localización de la planta, existen dos posibilidades para ubicar la subestación, por encima del nivel del mar o submarina.

5.9.1 Subestaciones submarinas

Se trata de una tecnología que actualmente se encuentra en desarrollo. Entre las entidades existentes que están diseñando tales subestaciones se sitúa la Universidad de Uppsala, que ha instalado un prototipo de subestación submarina en la zona de pruebas Lysekil, Suecia. Esta universidad ha trabajado en colaboración con la empresa tecnológica Seabased, entidad que ha desarrollado otro prototipo de subestación que será instalado en Noruega y conectado a 2 dispositivos de conversión. Por otro lado, también se ha instalado otra estación submarina para la interconexión entre líneas en la zona de pruebas Wave Hub, ubicada a las afueras de la costa norte de Cornwall en el suroeste de Inglaterra.

Las subestaciones submarinas son fijadas al fondo marino y debido a que no son tecnologías bien establecidas, las dimensiones alcanzadas no son muy grandes y las instalaciones no son tan complejas en comparación con los otros tipos de subestaciones.

Analizando la subestación diseñada por la Universidad de Uppsala, Figura 5.25, esta estación interconecta varios generadores lineales de accionamiento directo a un nodo común previo paso por una rectificación. A pesar de que producen señales puntiagudas y de amplitud y frecuencias variables dicha interconexión produce una señal más estable.



Figura 5.25: Subestación submarina diseñada por la universidad de Uppsala [5.10]

La señal de DC es suavizada mediante un condensador y posteriormente invertida a una señal AC de 50 Hz. Finalmente se pasa a una transformación a un nivel de tensión más adecuado para su transporte. En la Figura 5.26, podemos observar un esquema eléctrico de la configuración explicada.

Figura 5.26: Esquema unifilar de la subestación submarina [5.10]

En la Tabla 5.6 podemos observar algunas especificaciones técnicas de la subestación.

Tabla 5.6: Características de la subestación submarina [5.10]

Parámetro Valor

Potencia nominal 96 kVA

Máxima profundidad 30 m

Volumen de la carcasa 3 m3



Peso de la cimentación de hormigón 5 t

Tensión de salida 1 kV

Máxima tensión CC 500 V

Condensador Link CC (CC+ a CC-) 0,24 F

Tomas 1000/250, 180, 125, 100, 80

Mecanismo de cambio de tomas Mediante interruptores y fuera de

carga

El inversor utilizado está basado en elementos de conmutación tipo IGBT, y su circuito de control es alimentado mediante una batería que permite controlar tensiones cercanas a 0 V en DC, [5.10].

El transformador está provisto con 5 tomas de ratio 4, 5,56, 6, 8, 10 y 12,5, aunque cuando es conectado directamente a red deberá fijarse a 1 kV. Las tomas son necesarias para estudiar el comportamiento de los dispositivos frente a distintas cargas resistivas ubicadas en una estación de medida en tierra.

Podemos observar la configuración interna de la subestación en la Figura 5.27.

Respecto al diseño mecánico, la cámara que contiene la carcasa tiene un diámetro exterior de 1250 mm. La bandeja inferior es extraíble, como se observa en la Figura 5.25, y en ella se albergan todos los conectores con el cableado eléctrico y de información. Se ha escogido una orientación vertical para prevenir de daños por infiltración de agua en los equipos eléctricos. La presión en el interior de la cámara se ha realizado con nitrógeno a 2,5 bar acorde con la norma Europea EN 13445 (The European standard for unfired pressure vessels). La cimentación escogida ha sido una cimentación por gravedad.

Figura 5.27: Estructura interna de la subestación submarina [5.10]

Las ventajas que podemos encontrar con una subestación submarina son:

• La posibilidad de trabajar a grandes profundidades y operar en condiciones estables de trabajo dadas por las posibilidades de refrigeración de los componentes eléctricos.

• Se trata de una construcción más barata que una subestación en una plataforma flotante o anclada en el fondo marino mediante una estrutura compleja, pues se



requiere menor cantidad de material. Además su instalación es de menor coste pues consiste simplemente en hacerla descender hasta el fondo mediante una grúa y entonces conectarla mediante conectores impermeables.

En cambio, también posee algunos inconvenientes:

• Para su mantenimiento debe ser reflotada a la superficie.

• En grandes profundidades los buceadores no pueden trabajar, y por tanto para ciertas operaciones se deben utilizar ROVs.

En la Figura 5.28 podemos observar 50 s (aproximadamente 10 olas) de la operación de la subestación desarrollada por la universidad de Uppsala. En tal experimento conectamos la subestación con una resistencia con configuración en triángulo de 100 V.

Figura 5.28: Operación de la subestación [5.10]

a) Tensión por fase de cada dispositivo de conversión y la tensión DC tras la rectificación

b) Potencia generada de cada dispositivo de conversión y la potencia generada tras la combinación de los dos dispositivos,

siendo ambas potencias la entregada al bus DC

Como se comentó al principio del apartado, la empresa tecnológica Seabased va a instalar una subestación submarina en Noruega para conectar dos dispositivos de conversión a red. Podemos observar la estructura interna de la misma en la Figura 5.29, como también su carcasa exterior.

En la Figura a) se observa la tensión generada por los generadores lineales, la cual se trata de una onda en malas condiciones (frecuencia y amplitud variables). Sin embargo, muestra cómo es suavizada tras la rectificación a una onda que se mantiene prácticamente en 80 V en CC.

En la Figura b) podemos observar la potencia generada por los generadores por separado y también la combinación de ambas salidas. Hay que destacar que en este caso la longitud y dirección del oleaje no son las favorables, ya que se muestra que el arranque de generación de energía por ambas máquinas coincide en la mayoría del



tiempo por lo que la combinación pasa por cero en muchas ocasiones. De todos modos, en el detalle de la Figura se ilustra claramente la combinación entre ambas señales.

Figura 5.29: Subestación submarina de la empresa Seabased [5.11]

a) Estructura interna de la subestación

b) Carcasa exterior

Todos los componentes han sido instalados en una estructura interior y los componentes que requieren refrigeración serán presionados contra la pared interior de la carcasa externa. Esta subestación está diseñada para que su ensamblaje sea realizado de la manera más eficiente posible facilitando así su futura producción en serie. El volumen que alberga es de 5 m3 y está dimensionado para una conexión de 40-50 dispositivos de generación.

Por último, podemos observar la estación de interconexión instalada en la zona de pruebas de WaveHub en la Figura 5.30. Dicha subestación pesa unas 12 t, se encuentra a 55 m de profundidad posado en el lecho marino y a 16 km de la costa. En dicha cámara se interconectan 4 cables provenientes de los dispositivos instalados en la zona y éstos son interconectados para unificarlos en un solo cable multipolar, Figura 5.31.



Figura 5.30: Estación de Interconexión de WaveHub [5.12]

Figura 5.31: Estructura interna de la subestación del WaveHub [5.12]

5.9.2 Subestaciones por encima del nivel del mar

Otro tipo de subestaciones offshore son las que se localizan por encima de la superficie del oleaje, existiendo en este caso dos alternativas posibles, instalación fija o flotante.



Para este tipo de estructura, el sector del petróleo y gas tiene bastante experiencia, como también la eólica offshore, pero sin embargo ésta última a pequeñas profundidades y con plataformas fijas.

3 41 2 5 6 7 8 9

Figura 5.32: Tipología en plataformas offshore

1,2) Plataformas fijas convencionales; 3) Compliant tower; 4,5) Plataforma verticalmente ancladas por patas en tensión; 6) Spar; 7,8)

Semisumergibles; 9) Producción flotante

5.9.2.1 Plataformas fijas

Este tipo de estructuras son ancladas directamente al fondo marino y pueden ser construídas con hormigón o mediante torres de acero o incluso ambas. Existen varias tipologías en las estructuras, como son las torres de acero (steel jacket), cajones de hormigón (concrete caisson), o estructuras de acero o hormigón flotantes. En la Figura 5.32 se corresponden desde la plataforma 1) hasta la 5). Las plataformas fijas son económicamente viables para instalaciones en aguas de profundidades hasta 520 m, [5.3]. Una ilustración más específica de las plataformas fijas se muestra en la Figura 5.33.

Figura 5.33: Plataformas fijas [5.3]

Las “steel jacket” son estructuras de acero formadas por secciones verticales fabricadas mediante elementos tubulares de acero y la estructura es normalmente hincada en el fondo marino. Las estructuras “concrete caisson” son cámaras de hormigón en las que se almacena el petróleo por debajo de la superficie del mar, y que debido a su capacidad de flotabilidad, pueden ser construidos en tierra y llevados a la ubicación de destino.



Las “tension-leg platform” son plataformas atadas al fondo marino, de tal modo que la mayoría de su movimiento vertical es impedido. Pueden ser utilizadas en aguas muy profundas, incluso hasta 2000 m de profundidad, pero las plataformas convencionales con diseño de 4 columnas, similares a las semisumergibles, son de coste relativamente bajo y se emplean en profundidades entre 180 y 1300 m.

5.9.2.2 Estructuras flotantes

Respecto a las plataformas flotantes, ilustradas en la Figura 5.34, se trata de una alternativa cuando se pretende alcanzar altas profundidades. El diseño de estas plataformas es un reto debido a que transmiten la oscilación y las cargas de anclado y torsión a las conexiones de cables submarinos con la plataforma y también a los distintos elementos fijos en la misma.

La estabilidad en la plataforma se consigue mediante la unión de los siguientes conceptos: lastre, líneas de amarre y flotabilidad. La estabilidad por lastre es logrado mediante la ganancia de algún tipo de peso por debajo de la línea de flotación. La flotabilidad es lograda fabricando la superficie inferior de la estructura con alguna forma que la dote de mucha flotabilidad. Y las líneas de amarre son conseguidas mediante cadenas en tensión ancladas al fondo marino.

Figura 5.34: Estructuras flotantes [5.3]

Bajo estos conceptos nos encontramos con las plataformas semisumergidas, que contienen cámaras en forma de columnas y pontones diseñadas para dar suficiente flotabilidad y capacidad de lastre y además son ancladas mediante una combinación de cuerdas y cadenas. Esta tipología puede ser empleada desde 200 m hasta 3000 m. Otro tipo de plataformas son las “spar”, en las que las líneas de amarre no son tensionadas y la estabilidad es lograda mediante lastre por debajo de la línea de flotación. Este tipo de estructura ha sido instalado hasta para una profundidad de 2438 m. Finalmente, otro método empleado es el “drillship” en el que la extracción se realiza directamente desde un barco, y por tanto, todo el equipamiento se encuentra a bordo, manteniéndose anclada dicha embarcación en una localización fija.

5.9.2.3 Ejemplos de subestaciones eléctricas por encima del nivel del mar

Centrándonos en subestaciones offshore para plantas de generación undimotriz, cuya herencia directa vendría del sector eólico offshore, vamos a comentar algunas instalaciones existentes. Estas subestaciones son del tipo de plataforma offshore, y



poseen unas dimensiones bastantes grandes y su construcción es una obra compleja y muy costosa.

Estas plataformas deben ser diseñadas de modo que no sólo suministren espacio para alojar todos los componentes de la instalación sino que también faciliten proximidad para aquellos componentes requeridos para el mantenimiento del parque.

La subestación de The Horns Rev, un parque eólico offshore danés, se trata de una plataforma diseñada como una estructura fija, [5.5]. La subestación está formada por una construcción de acero que cubre una superficie de aproximadamente 20x28 m y está ubicada a unos 14 m sobre la superficie del agua del mar, ver Figura 5.35 y Figura 5.36. En dicha plataforma se ubican los siguientes elementos:

• Aparatos de conexión de 36 kV y de 150 kV

• Transformador 36/150 kV

• Sistema de control e instrumentación y unidades de comunicación

• Generador diesel de emergencia, incluyendo 2x50 toneladas de fuel

• Equipo de extinción de incendios basados en el agua del mar

• Instalaciones de servicio y para los empleados

• Helipuerto

• Grúa de cadenas

• Bote salvavidas

El parque eólico Horns Rev se encuentra en un área donde la profundidad es de 6-12 m

Figura 5.35: Subestación del parque eólico offshore Horns Rev

Figura 5.36: Instalación de la subestación del parque eólico offshore Horns Rev



Otro ejemplo es la subestación offshore del Nysted, Figura 5.37, también un parque eólico offshore danés, pero en este caso la estructura soporte es un monopilote, y se encuentra en una zona de profundidad de 5-9,5 m.

Figura 5.37: Subestación del parque eólico offshore Nysted [5.14]

5.10 Referencias [5.1] IEA-OES (2009). “Potential Opportunities and Differences Associated with Integration of Ocean Wave and Marine Current Energy Plants in Comparison to Wind Energy”.

[5.2] Barberis Negra N., Todorovic J., Ackermann T. (2005). “Loss Evaluation of HVAC and HVDC Transmission Solution for large Offshore Wind Farms”.

[5.3] Iñigo Martínez de Alegría, et al. (2008). “Transmission Alternatives for Offshore Electrical Power”. Renewable and Sustainable Energy Reviews.

[5.4 ] ORECCA. WP3: Technologies state of the art. Task 3: Grid integration aspects

[5.5] Lazaridis L. (2005). “Economic Comparison of HVAC and HVDC Solutions for Large Offshore Wind Farms under Special Consideration of Reliability”. Master’s Thesis. X-ETS/ESS-0505. Stockholm, 2005.

[5.6] EquiMar, Deliverable D5.1 Guidance Protocols on Choosing of Electrical Connection Configurations. February, 2009

[5.7] Página Web: http://www.wavehub.co.uk/

[5.8] Página Web: http://www.nexans.es/eservice/Spain-es_ES/navigate_18/Global_expert_in_cables_and_cabling_system.html

[5.9] Interconexión Eléctrica Península-Baleares en HVDC, Anales de Mecánica y Electricidad, Noviembre-Diciembre, 2007

[5.10] Rahm M., et al. (2010) “Offshore Underwater Substation for Wave Energy Converter Arrays”. IET Renew. Power Gener., Vol.4, Iss. 6, pp. 602-612.

[5.11] Boström C., et al. (2009) “Design proposal of electrical system for linear generator wave power plants”. 978-1-4244-4649-0/09 IEEE.

[5.12] Página Web: http://www.jdrcables.com/SubseaPowerCables/RenewableEnergySolutions/WAVEHUBOffshoreWaveEnergyFarm/default.aspx



[5.13] Página Web: http://www.ramboll-wind.com/~/media/Files/ROG/Offshore_Wind/Offshore_substation_design%20Ramboll.ashx

[5.14] Página Web: http://bladt.pl/ez/master/index.php?/en/Produkcja/Offshore-Substations-Wind-Energy

[5.15] Thorburn K., Bernhoff H., Leijon M. (2004) “Wave Energy Transmission System Concepts for Linear Generator Arrays”. Ocean Engineering 31, 1339-1349, 2004

[5.16] Leijon M., et al. (2006) “An Electrical Approach to Wave Energy Conversion”. Renewable Energy 31, 1309-1319.

[5.17] Boström C., et al. (2009) “Experimental Results of Rectification and Filtration from an Offshore Wave Energy System”. Renewable Energy 34, 1381-1387

[5.18] O’Sullivan D. and Dalton G (2009). “Challenges in the Grid Connection of Wave Energy Devices” Proceedings of the 8th European Wave and Tidal Energy Conference, Uppsala, Sweden.

[5.19] Vermaak R., Potgieter J.H.J., Kamper M.J. (2009) “Grid-Connected VSC-HVDC Wind Farm System and Control Using Permanent Magnetr Induction Generators”. PEDS2009

[5.20] Página Web: www.abb.es

[5.21] Fernández-Chozas J., Soerensen H.C., Korpas M. (2010). “Integration of Wave and Offshore Wind Energy in a Europe Offshore Grid”. Proceedings of the Twentieth International Osshore and Polar Engineering Conference (ISOPE). Beijing, China

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