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¿Qué es la energía eólica offshore?

¿Qué es la energía eólica offshore?

Aerogeneradores offshore.

La energía eólica offshore nace de la necesidad de encontrar espacios rentables para la producción eólica. La velocidad del viento en las zonas costeras es 1m/s superior al terrestre debido a que, en las costas, no existe tanta resistencia al no ser una superficie rugosa como en el interior, lo que nos garantiza una constante de un 30-50% superior a parques convencionales.

El aprovechamiento de la energía eólica offshore tiene una serie de ventajas sobre las instalaciones terrestres:

  1. Supone un mejor recurso eólico debido a una constante mayor de viento, lo cual implica un mejor aprovechamiento del recurso eólico y una mayor vida útil del generador. Además, el medio marino presenta menores obstáculos que el terrestre, por lo que su factor de cortadura es bajo, haciendo posible situar las torres a una altura menor.
  2. El hecho de realizar las instalaciones en el mar implica que no existe limitación de espacio para la instalación del parque, por lo que se pueden utilizar grandes áreas con aerogeneradores y mucho más grandes que los terrestres; habitualmente de 2-5-8 y hasta 10 MW de potencia.

Por otra parte, las instalaciones eólicas marinas presentan a su vez una serie de desventajas frente a las terrestres. Los valores de inversión de una instalación eólica offshore son aproximadamente el doble comparados con una instalación en tierra. Esto es debido principalmente a la forma de fijación de las torres.

Actualmente, sin embargo, se está trabajando en modelos de fijación flotantes, lo que abarataría y simplificaría las labores de montaje, ya que este tipo de estructuras se podrían montar casi en su totalidad en tierra y ser transportados posteriormente mar adentro.

Los costes de mantenimiento son muy elevados debido a que, al encontrarse mar adentro, la accesibilidad a los parques es menor. La principal limitación para un desarrollo más acelerado de este tipo de energía son los valores unitarios de la inversión, que son mayores debido fundamentalmente a los gastos de construcción y de interconexión eléctrica con la costa.

La inversión en cimentación e instalación es muy superior a la terrestre, por lo que se debe tratar de abaratar los costes de construcción por kilovatio. Cuanto mayor sean las turbinas, menor será el coste de la instalación, ya que los gastos de cimentación, trasporte y fijación son casi los mismos, razón por la cual las turbinas offshore cada vez son más grandes.

Otro de los inconvenientes en este tipo de instalaciones es el transporte de la energía a tierra. El parque offshore de Nysted transportó la energía a través de un cable submarino de 11 km de largo y 800 T de peso (con un diámetro de 20 cm), lo cual encarece considerablemente los costes. Sin embargo, este proyecto contó con la ventaja de la poca profundidad del agua donde están levantadas las turbinas (solo de 6 m a 9,5 m de profundidad). Cuanto mayor es la profundidad, más complicado resultan las labores de fijación de las torres.

Fases del montaje.

Torre meteorológica.

Es el primer elemento que se procede a instalar durante las fases de planificación del proyecto ya que nos ayuda a recoger datos sobre la meteorología de la zona donde se va a ejecutar la instalación. Su instalación será similar a la de los aerogeneradores, pero con unas dimensiones considerablemente menores. Este tipo de torres recogen datos a varias alturas con un anemómetro, como sucede en las instalaciones terrestres.

También dispone de sensores que analizan el perfil de vientos según la altura, observando velocidad y dirección; otros sensores recogen datos de la temperatura oceánica, la dirección y velocidad de las corrientes.

Plataformas soporte de los aerogeneradores.

El origen de este tipo de plataformas se encuentra en la industria petrolífera, usadas durante años para la perforación de pozos petrolíferos en el mar.

Cimentaciones por gravedad, conocidas como GBS (Gravity Based Structures), se definen como cimentaciones superficiales capaces de mantener la estabilidad del aerogenerador solo mediante el propio peso de este. Fueron las primeras utilizadas en los primeros parques eólicos marinos de tipo experimental.

Soportes monopilote.

Las estructuras de monopilote empotrado son cimentaciones profundas individuales que, mediante su penetración en el terreno, consiguen transferir los esfuerzos a este. Este tipo de cimentación es rentable para su aprovechamiento con turbinas de pequeño y medio tamaño. En este caso, no se hace necesario acondicionar el lecho marino lo que permite ahorrar bastante dinero.

Estructuras flotantes.

En la actualidad, a la hora de proyectar un parque eólico offshore en España nos encontramos con una barrera técnico-económica muy importante. Para evitar esto, se está investigando masivamente en el desarrollo de soportes flotantes para aerogeneradores en el mar a profundidades mayores de 50 m o 60 m.

Según el MIT (Massachusetts Institute of Technology), se clasifican en tres tipos de soporte:

  1. Ballast Stabilized (estabilización por lastre): logran la estabilidad de la estructura mediante un peso en la parte inferior que equilibra las fuerzas mediante un momento estabilizador.
  2. Mooring Line Stabilized (estabilización por línea de amarre): consiguen la estabilidad a través de la sujeción al fondo con unos cables en tensión.
  3. Bouyancy Stabilized (estabilización por flotabilidad): obtienen el equilibrio gracias a su apoyo sobre la superficie plana del mar.

Transporte de la energía a tierra.

Los parques eólicos marinos se van perfilando como la mayor opción de desarrollo de la eólica a nivel europeo. Las estimaciones calculan que, en el año 2020, la capacidad instalada será de 40 GW, es decir, un aumento de más del 1.300% en diez años y que se cubrirá en torno al 4% del consumo eléctrico en la UE. Se considera también que, a finales de la década de 2020, la capacidad instalada en alta mar supere a la capacidad en tierra, con una previsión de 150 GW en 2030.

Uno de los grandes problemas en los parques eólicos offshore en la actualidad es el transporte de la energía a tierra firme para su conexionado a la red. En los parques convencionales, el proceso del transporte no es tan costoso: se genera, se transforma a altos voltajes y se inyecta a la red eléctrica como cualquier con cualquier otra fuente de energía.

El problema viene cuando la transformación de esta energía hay que llevarla a cabo en alta mar. Una opción sería trabajar a menos voltaje, lo cual conlleva mayores pérdidas energéticas y económicas.

Actualmente contamos con dos tecnologías para transmitir la energía producida en offshore hacia la red en tierra:

  1. Mediante corriente alterna en alta tensión (HVAC, High-Voltage Alternating Current)
  2. Mediante corriente continua en alta tensión (HVDC, HighVoltaje Direct Current)

La elección de una u otra tecnología depende fundamentalmente de los condicionantes, potencia y distancia.

Los aerogeneradores en un parque offshore están generalmente más separados entre sí que los de una instalación en tierra para evitar las alteraciones provocadas por turbulencias. Para paliar este problema de mayor longitud, habría que aumentar la tensión, pero entonces se necesitarían transformadores mayores, lo que implicaría un nuevo problema de espacio y no se podrían ubicar en la base de cada aerogenerador, como se hace con los terrestres. Esto, unido al mayor coste, no compensaría las pérdidas por menores tensiones dentro del propio parque.

Con la tensión elevada para reducir la corriente que circula por el cable de evacuación a la costa, se consigue una disminución de su sección y su coste. No obstante, al manejar tensiones elevadas, se pueden presentar los inconvenientes de deterioro del aislamiento del cable y la necesidad de utilizar equipos más caros y voluminosos. Una vez en tierra firme se conduce la electricidad a una subestación con un transformador que adecua la tensión a las características de la red. A veces, es necesaria la colocación de un compensador de potencia reactiva. En ese caso, si solo es necesario colocar un compensador de reactiva en uno de los extremos del cable en lugar de en los dos extremos, este se instala normalmente en tierra.

La reducción de los costes de inversión para la interconexión y el incremento en el aprovechamiento de la capacidad de control de las turbinas eólicas es uno de los factores favorables para elegir esta opción.

En las instalaciones existentes de mayor potencia, se puede observar la utilización de subestaciones de transformación offshore, donde los niveles de tensión en la red interna del parque son de hasta 36 kV, como es el caso de los parques eólicos offshore daneses:

  1. Horns Rev (160 MW): trabaja con un nivel de tensión de 36 kV. La subestación de transformación offshore eleva la tensión a 156 kV para alimentar el cable c.a. de 18km de longitud hasta la orilla.
  2. Nysted (165,6 MW): trabaja con un nivel de tensión de 33 kV. La subestación de transformación offshore eleva la tensión a 132 kV para alimentar el cable c.a. de aproximadamente 10 km de longitud hasta la orilla.

Cableado.

El aspecto más relevante en la conducción de la energía en los parques offshore es el del cableado. La longitud es proporcional al grosor y al coste del mismo. El espesor del aislante se incrementa con la tensión nominal del sistema y debe ofrecer una elevada resistencia al paso de la corriente, así como ser capaz de soportar los esfuerzos dieléctricos sometidos por la conducción de la energía.

Los cables submarinos utilizados en parques offshore son enterrados con una profundidad normalmente de 1 a 4 metros dentro del fondo del mar, para evitar riesgos de contacto con anclas, barcos, etc. Si las condiciones del fondo lo permiten, el método más común y más económico es hundir los cables en el lecho marino, utilizando chorros de agua.

Hasta hace poco se solían emplear cables de papel impregnado (MI, Mass Impregnated) y cables de aceite (OF, Oil Filled). En la actualidad, habitualmente se emplean los cables que utilizan como aislante un polímero extruido (XLPE). El XLPE tiene una baja pérdida dieléctrica y casi no requiere mantenimiento, además de ser más económico en su fabricación.

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