parque eólico - Gobierno de Canarias

CONCURSO PÚBLICO PARA LA ASIGNACIÓN DE
POTENCIA EN LA MODALIDAD DE INSTALACIÓN DE
NUEVOS PARQUES EÓLICOS DESTINADOS A VERTER
TODA LA ENERGÍA EN LOS SISTEMAS INSULARES
CANARIOS
PARQUE EÓLICO:
POZO IZQUIERDO
16,1 MW
T.M. DE SANTA LUCÍA DE TIRAJANA
ISLA DE GRAN CANARIA
SEPTIEMBRE 2007
DOCUMENTO A:
ACREDITACIÓN DE LA CAPACIDAD
DEL SOLICITANTE
PARQUE EÓLICO:
POZO IZQUIERDO
16,1 MW
T.M. DE SANTA LUCÍA DE TIRAJANA
ISLA DE GRAN CANARIA
SEPTIEMBRE 2007
DOCUMENTO B:
PLAN EÓLICO
PARQUE EÓLICO:
POZO IZQUIERDO
16,1 MW
T.M. DE SANTA LUCÍA DE TIRAJANA
ISLA DE GRAN CANARIA
SEPTIEMBRE 2007
DOCUMENTO C:
VALORACIÓN
DE LA SOLICITUD
PARQUE EÓLICO:
POZO IZQUIERDO
16,1 MW
T.M. DE SANTA LUCÍA DE TIRAJANA
ISLA DE GRAN CANARIA
SEPTIEMBRE 2007
DOCUMENTO D:
DOCUMENTACIÓN ACREDITATIVA
DE LA CONSTITUCIÓN DE LA
GARANTÍA
PARQUE EÓLICO:
POZO IZQUIERDO
16,1 MW
T.M. DE SANTA LUCÍA DE TIRAJANA
ISLA DE GRAN CANARIA
SEPTIEMBRE 2007
PARQUE EÓLICO:
POZO IZQUIERDO
16,1 MW
DOCUMENTOS:
A:
ACREDITACIÓN DE LA CAPACIDAD
B:
C:
D:
E:
DEL SOLICITANTE
PLAN EÓLICO
VALORACIÓN DE LA SOLICITUD
DOCUMENTACIÓN ACREDITATIVA DE LA
CONSTITUCIÓN DE LA GARANTÍA
DOCUMENTACIÓN EN SOPORTE DIGITAL
T.M. DE SANTA LUCÍA DE TIRAJANA
ISLA DE GRAN CANARIA
SEPTIEMBRE 2007
DOCUMENTO E:
DOCUMENTACIÓN EN SOPORTE
DIGITAL
PARQUE EÓLICO:
POZO IZQUIERDO
16,1 MW
T.M. DE SANTA LUCÍA DE TIRAJANA
ISLA DE GRAN CANARIA
SEPTIEMBRE 2007
Concurso de Asignación de Potencia Eólica, Apartado B: Plan Eólico
Índice Plan Eólico:
A.- MEMORIA RESUMEN
1.-Peticionario.
2.-Representación.
3.- Datos relativos al Parque.
4.- Terreno.
5.- Identificación de espacios naturales y parques eólicos más cercanos.
B.- DATOS DE POTENCIA Y ENERGÍA DE ORÍGEN EÓLICO
1.- Potencia total y unitaria a instalar del parque eólico.
2.- Área de terreno ocupado por los contornos exteriores de las áreas de sensibilidad eólica.
3.- Energía anual estimada producida por el parque eólico.
4.- Horas Equivalentes y Factor de Capacidad previstos para la instalación.
C.- AEROGENERADORES
1.- Número de aerogeneradores a instalar.
2.- Descripción técnica de los aerogeneradores a instalar.
3.- Curvas de potencia de las máquinas eólicas certificadas por el fabricante.
4.- Documentación sobre el cumplimiento de los tarados de protección de Nivel I.
5.- Vida útil de los aerogeneradores a instalar.
D.- SEGURIDAD EN EL SUMINISTRO Y AFECCIÓN AL
SISTEMA ELÉCTRICO
1.- Datos de la red eléctrica de distribución o transporte en la zona del parque eólico, con
indicación del posible punto de conexión a la red.
2.- Propuestas de acciones o inversiones que mejoren la estabilidad del sistema.
3.- Descripción de los sistemas de gestión telemática del parque.
Parque Eólico: Pozo Izquierdo, T.M. de Santa Lucía de Tirajana, Gran Canaria.
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Concurso de Asignación de Potencia Eólica, Apartado B: Plan Eólico
4.- Consumo de energía reactiva o activa cuando se produce un hueco de tensión por
debajo del 80% de la tensión nominal de la red.
5.- Aporte de energía reactiva durante un hueco de tensión en un rango entre el 80% y el
20% de la tensión nominal de la red.
E.- LOCALIZACIÓN GEOGRÁFICA
1.- Localización geográfica y codificación, plano.
F.- TERRENOS
1.- Planos.
a.- Superficie de terreno disponible.
b.- Superficie de terreno afectada por el nuevo parque eólico.
c.- Superficie de terreno afectada por instalaciones eólicas existentes colindantes.
d.- Propuesta de distribución en planta.
e.- Áreas pertenecientes a la Red Canaria de Espacios Naturales Protegidos o a
Parques Nacionales en un radio de un kilómetro.
f.- Áreas pertenecientes a la Red Natura (ZEPA y LIC) en un radio de un kilómetro.
2.- Clasificación del uso del suelo.
3.- Documentación acreditativa relativa a la disponibilidad de los terrenos.
G.- ASPECTOS MEDIOAMBIENTALES
1.- Identificación e influencia sobre parques nacionales, espacios naturales protegidos,
ZEPA, LIC y sitios arqueológicos o de interés histórico cercanos.
2.- Propuestas para la mejora del entorno en el que se encuentra situado el parque eólico
durante su período de funcionamiento.
3.- Plan de desmantelamiento del parque eólico.
H.- ASPECTOS SOCIOECONÓMICOS
1.- Presupuesto con inversiones a realizar.
2.- Acuerdos formales existentes con las Entidades Locales Canarias.
I.- ANEXO DOCUMENTACIÓN
1.- Anexo Documentación.
Parque Eólico: Pozo Izquierdo, T.M. de Santa Lucía de Tirajana, Gran Canaria.
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Concurso de Asignación de Potencia Eólica, Apartado B: Plan Eólico
A.- MEMORIA RESUMEN
Parque Eólico: Pozo Izquierdo, T.M. de Santa Lucía de Tirajana, Gran Canaria.
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Concurso de Asignación de Potencia Eólica, Apartado B: Plan Eólico
Índice Apartado A:
1.-Peticionario.
2.-Representación.
3.- Datos relativos al Parque.
4.- Terreno.
5.- Identificación de espacios naturales y parques eólicos más cercanos.
Parque Eólico: Pozo Izquierdo, T.M. de Santa Lucía de Tirajana, Gran Canaria.
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Concurso de Asignación de Potencia Eólica, Apartado B: Plan Eólico
1. PETICIONARIO:
Endesa Cogeneración y Renovables, S.A. (ECyR)
Avda. de la Borbolla, nº5
Sevilla
Albareda, nº38 (Plaza Woerman)
Las Palmas de Gran Canaria
928-309-908
TELÉFONO 2:
656-600-827
NOMBRE:
DIRECCIÓN SOCIAL:
MUNICIPIO:
DIRECCIÓN NOTIFICACIÓN:
MUNICIPIO:
TELÉFONO 1:
e-mail:
C.I.F.:
C.P.:
ISLA:
C.P.:
ISLA:
FAX:
A-61.234.613
41.004
35.008
Gran Canaria
928-309-976
2. REPRESENTACIÓN:
NOMBRE:
CARGO:
D. Juan Linares Feria
Director Territorial para Canarias
de ECyR
D.N.I:
42014469-R
Solidaria
D.N.I:
NOMBRE:
CARGO:
*1
TIPO REPRESENTACIÓN:*1
TIPO REPRESENTACIÓN:*1
(Indicar si es solidaria, mancomunada, etc.)
3. DATOS RELATIVOS AL PARQUE:
Pozo Izquierdo
DENOMINACIÓN:
EMPLAZAMIENTO:
Santa Lucía de Tirajana
Las Palmas
LOCALIDAD:
MUNICIPIO:
Santa Lucía de Tirajana
ISLA:
Gran Canaria
POTENCIA NOMINAL A INSTALAR (kW): 16.100
NÚMERO DE AEROGENERADORES: 7
ENERGÍA ANUAL ESTIMADA (kWh):
58.831.049
HORAS EQUIVALENTES (h/año):
3.654
DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO: (Incluir singularidades del proyecto):
Se proyecta un Parque Eólico con siete aerogeneradores de 2,3 MW cada uno. Se acondicionarán los viales existentes y se
realizarán nuevos para el paso de la maquinaria y para la ubicación de las plataformas de montaje.
AEROGENERADORES INSTALADOS
Nº
1
2
3
4
5
6
7
MODELO
ENERCON E70-2300
ENERCON E70-2300
ENERCON E70-2300
ENERCON E70-2300
ENERCON E70-2300
ENERCON E70-2300
ENERCON E70-2300
Id. Modelo 400
Id. Modelo 400
Id. Modelo 400
Id. Modelo 400
Id. Modelo 400
Id. Modelo 400
Id. Modelo 400
VIDA ÚTIL
POTENCIA
UNITARIA (kW)
POTENCIA
MODELO (kW)
20 años
20 años
20 años
20 años
20 años
20 años
20 años
2.300
2.300
2.300
2.300
2.300
2.300
2.300
2.300
2.300
2.300
2.300
2.300
2.300
2.300
4. TERRENO:
SUPERFICIE DE TERRENO DISPONIBLE (m²):
SUPERFICIE DE TERRENO AFECTADA POR EL CONJUNTO DE AEROGENERADORES (m²):
SUPERFICIE DE TERRENO AFECTADA POR INSTALACIONES EÓLICAS COLINDANTES (m²):
321.924,74
1.217.335,75
22.990,59
5. IDENTIFICACIÓN DE ESPACIOS NATURALES Y PARQUES EÓLICOS MÁS
CERCANOS:
NOMBRE *2
IDENTIFICACIÓN
DISTANCIA
MÍNIMA (m)
Sitio de Interés Científico de Juncalillo del Sur
4.640
Lugar de Interés Comunitario de Playa del Cabrón
2.935
Parque Eólico Santa Lucía
1.002
Parque Eólico San Antonio
730
Parque Eólico Punta Gaviota
507
*2
Se especificarán todos los Parques Naturales, espacios integrantes de la Red Canaria de Espacios Naturales
Protegidos, Z.E.P.A. (Zonas de Especial Protección de Aves), L.I.C. (Lugares de Importancia Comunitaria) e
instalaciones eólicas cercanas.
Parque Eólico: Pozo Izquierdo, T.M. de Santa Lucía de Tirajana, Gran Canaria.
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Concurso de Asignación de Potencia Eólica, Apartado B: Plan Eólico
B.- DATOS DE POTENCIA Y ENERGÍA
DE ORÍGEN EÓLICO
Parque Eólico: Pozo Izquierdo, T.M. de Santa Lucía de Tirajana, Gran Canaria.
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Concurso de Asignación de Potencia Eólica, Apartado B: Plan Eólico
Índice Apartado B:
1.- Potencia total y unitaria a instalar del parque eólico.
2.- Área de terreno ocupado por los contornos exteriores de las áreas de sensibilidad eólica.
3.- Energía anual estimada producida por el parque eólico.
4.- Horas Equivalentes y Factor de Capacidad previstos para la instalación.
Parque Eólico: Pozo Izquierdo, T.M. de Santa Lucía de Tirajana, Gran Canaria.
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Concurso de Asignación de Potencia Eólica, Apartado B: Plan Eólico
1. Potencia total y unitaria a instalar del parque eólico.
Como se ha especificado en el apartado anterior, la potencia que se pretende instalar es de
16.100 kW, integrada por 7 unidades de aerogeneradores ENERCON E70 de 2.300 kW
cada uno.
2. Área de terreno ocupado por los contornos exteriores de las áreas de sensibilidad
eólica.
El área de sensibilidad eólica afectado por el parque eólico aparece dibujado a
continuación:
La superficie afectada por el área de sensibilidad marcada por la poligonal trazada a 8
diámetros a barlovento, 8 diámetros a sotavento y 2 diámetros medidos en dirección
transversal tal como se refleja en el artículo 3 del Decreto 32/2006 de 27 de marzo, ocupa
1.217.335,75 m2.
3. Energía anual estimada producida por el parque eólico.
Se calcula utilizando la metodología del anexo IV y la herramienta del recurso eólico de
Canarias del ITC.
La energía anual estimada producida por el parque eólico según el programa informático
del ITC resulta igual a 58.831.049 kWh.
Parque Eólico: Pozo Izquierdo, T.M. de Santa Lucía de Tirajana, Gran Canaria.
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Concurso de Asignación de Potencia Eólica, Apartado B: Plan Eólico
Parque Eólico: Pozo Izquierdo, T.M. de Santa Lucía de Tirajana, Gran Canaria.
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Concurso de Asignación de Potencia Eólica, Apartado B: Plan Eólico
4. Horas Equivalentes y Factor de Capacidad previstos para la instalación.
Las horas equivalentes según el programa informático del ITC son de 3.654 horas anuales,
con un factor de capacidad del 41,71% sobre el total de horas anuales.
Parque Eólico: Pozo Izquierdo, T.M. de Santa Lucía de Tirajana, Gran Canaria.
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Concurso de Asignación de Potencia Eólica, Apartado B: Plan Eólico, C
C.- AEROGENERADORES
Parque Eólico: Pozo Izquierdo, T.M. de Santa Lucía de Tirajana, Gran Canaria.
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Concurso de Asignación de Potencia Eólica, Apartado B: Plan Eólico, C
Índice Apartado C:
1.- Número de aerogeneradores a instalar.
2.- Descripción técnica de los aerogeneradores a instalar.
3.- Curvas de potencia de las máquinas eólicas certificadas por el fabricante.
4.- Documentación sobre el cumplimiento de los tarados de protección de Nivel I.
5.- Vida útil de los aerogeneradores a instalar.
Parque Eólico: Pozo Izquierdo, T.M. de Santa Lucía de Tirajana, Gran Canaria.
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Concurso de Asignación de Potencia Eólica, Apartado B: Plan Eólico, C
1. Número de aerogeneradores a instalar.
Tal como se ha señalado en apartados anteriores, en el terreno disponible y cumpliendo
con las restricciones reglamentarias en cuanto a distancias, podemos instalar 7
aerogeneradores ENERCON E70 de 2.300 kW, cada una con un rotor de 71 m de
diámetro.
2. Descripción técnica de los aerogeneradores a instalar.
Para la realización de este parque hemos seleccionado como más idónea las máquinas
E70 de ENERCON de 2.300 kW, las características técnicas de estas máquinas se
definen en la siguiente documentación anexa facilitada por el fabricante:
a) Descripción Técnica E-70 2.300.
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Concurso de Asignación de Potencia Eólica, Apartado B: Plan Eólico, C
Parque Eólico: Pozo Izquierdo, T.M. de Santa Lucía de Tirajana, Gran Canaria.
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Concurso de Asignación de Potencia Eólica, Apartado B: Plan Eólico, C
Parque Eólico: Pozo Izquierdo, T.M. de Santa Lucía de Tirajana, Gran Canaria.
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Concurso de Asignación de Potencia Eólica, Apartado B: Plan Eólico, C
Parque Eólico: Pozo Izquierdo, T.M. de Santa Lucía de Tirajana, Gran Canaria.
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Concurso de Asignación de Potencia Eólica, Apartado B: Plan Eólico, C
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Concurso de Asignación de Potencia Eólica, Apartado B: Plan Eólico, C
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Concurso de Asignación de Potencia Eólica, Apartado B: Plan Eólico, C
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Concurso de Asignación de Potencia Eólica, Apartado B: Plan Eólico, C
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Concurso de Asignación de Potencia Eólica, Apartado B: Plan Eólico, C
Parque Eólico: Pozo Izquierdo, T.M. de Santa Lucía de Tirajana, Gran Canaria.
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Concurso de Asignación de Potencia Eólica, Apartado B: Plan Eólico, C
Parque Eólico: Pozo Izquierdo, T.M. de Santa Lucía de Tirajana, Gran Canaria.
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Concurso de Asignación de Potencia Eólica, Apartado B: Plan Eólico, C
Parque Eólico: Pozo Izquierdo, T.M. de Santa Lucía de Tirajana, Gran Canaria.
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Parque Eólico: Pozo Izquierdo, T.M. de Santa Lucía de Tirajana, Gran Canaria.
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Concurso de Asignación de Potencia Eólica, Apartado B: Plan Eólico, C
Parque Eólico: Pozo Izquierdo, T.M. de Santa Lucía de Tirajana, Gran Canaria.
Pág. 12
Concurso de Asignación de Potencia Eólica, Apartado B: Plan Eólico, C
Parque Eólico: Pozo Izquierdo, T.M. de Santa Lucía de Tirajana, Gran Canaria.
Pág. 13
Concurso de Asignación de Potencia Eólica, Apartado B: Plan Eólico, C
Parque Eólico: Pozo Izquierdo, T.M. de Santa Lucía de Tirajana, Gran Canaria.
Pág. 14
Concurso de Asignación de Potencia Eólica, Apartado B: Plan Eólico, C
Parque Eólico: Pozo Izquierdo, T.M. de Santa Lucía de Tirajana, Gran Canaria.
Pág. 15
Concurso de Asignación de Potencia Eólica, Apartado B: Plan Eólico, C
Parque Eólico: Pozo Izquierdo, T.M. de Santa Lucía de Tirajana, Gran Canaria.
Pág. 16
Concurso de Asignación de Potencia Eólica, Apartado B: Plan Eólico, C
Parque Eólico: Pozo Izquierdo, T.M. de Santa Lucía de Tirajana, Gran Canaria.
Pág. 17
Concurso de Asignación de Potencia Eólica, Apartado B: Plan Eólico, C
Parque Eólico: Pozo Izquierdo, T.M. de Santa Lucía de Tirajana, Gran Canaria.
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Concurso de Asignación de Potencia Eólica, Apartado B: Plan Eólico, C
Parque Eólico: Pozo Izquierdo, T.M. de Santa Lucía de Tirajana, Gran Canaria.
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Concurso de Asignación de Potencia Eólica, Apartado B: Plan Eólico, C
3. Curvas de potencia de las máquinas eólicas certificadas por el fabricante:
Las curvas de potencia de esta máquina se definen en la siguiente documentación anexa
facilitada por el fabricante:
a) Curvas de potencia E-70 2.300.
Parque Eólico: Pozo Izquierdo, T.M. de Santa Lucía de Tirajana, Gran Canaria.
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Concurso de Asignación de Potencia Eólica, Apartado B: Plan Eólico, C
Parque Eólico: Pozo Izquierdo, T.M. de Santa Lucía de Tirajana, Gran Canaria.
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Concurso de Asignación de Potencia Eólica, Apartado B: Plan Eólico, C
Parque Eólico: Pozo Izquierdo, T.M. de Santa Lucía de Tirajana, Gran Canaria.
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Concurso de Asignación de Potencia Eólica, Apartado B: Plan Eólico, C
4. Certificación del fabricante del cumplimiento de los tarados de protección de Nivel I.
Los aerogeneradores del parque eólico deben cumplir los tarados de protecciones de
Nivel I mostrados en el punto 2 del artículo 11 de la Orden de 15 de noviembre de
2006 (BOC 225/2006).
Se estipula como tarado de las protecciones del Nivel I definido los siguientes valores:
•
Máxima frecuencia: 51 Hz, 0,1 s.
•
Mínima frecuencia: 47,5 Hz, 0,1 s.
•
Sobretensión: 105% Vn, 0,3 s.
•
Mínima tensión: el parque eólico deberá mantenerse conectado ante huecos de
tensión como los descritos en la figura siguiente:
Con respecto al tarado de mínima tensión se faculta al titular del Centro Directivo
competente en materia de energía a que en la autorización administrativa del parque, y
previa solicitud expresa por parte del promotor, pueda elevar el límite inferior de la
tensión, fijado en la figura en 0,0 (en partes por unidad) hasta un máximo de 0,2. Para
ello será necesario que el promotor justifique en la solicitud de asignación que a la
tecnología seleccionada y declarada en la misma no le es posible alcanzar las exigencias
derivadas de la anterior figura en la fecha de presentación de tal solicitud de asignación.
Sobre lo anterior, se adjunta la siguiente documentación certificada por el fabricante:
a) Documento: “Comment to requirements in Spain to provide a certificate for
WECs to meet PO 12.3 and similar requirements”
b) Documento “Explicaciones de ENERCON respecto a control de potencia
activa y control de frecuencia por medio de la potencia activa”.
Parque Eólico: Pozo Izquierdo, T.M. de Santa Lucía de Tirajana, Gran Canaria.
Pág. 23
Concurso de Asignación de Potencia Eólica, Apartado B: Plan Eólico, C
c) Certificados “Confirmation for electrical performarnce of wind energy
convert ENERCON E-70, configuation FT”.
Parque Eólico: Pozo Izquierdo, T.M. de Santa Lucía de Tirajana, Gran Canaria.
Pág. 24
Concurso de Asignación de Potencia Eólica, Apartado B: Plan Eólico, C
Parque Eólico: Pozo Izquierdo, T.M. de Santa Lucía de Tirajana, Gran Canaria.
Pág. 25
Concurso de Asignación de Potencia Eólica, Apartado B: Plan Eólico, C
Parque Eólico: Pozo Izquierdo, T.M. de Santa Lucía de Tirajana, Gran Canaria.
Pág. 26
Concurso de Asignación de Potencia Eólica, Apartado B: Plan Eólico, C
Parque Eólico: Pozo Izquierdo, T.M. de Santa Lucía de Tirajana, Gran Canaria.
Pág. 27
Concurso de Asignación de Potencia Eólica, Apartado B: Plan Eólico, C
Parque Eólico: Pozo Izquierdo, T.M. de Santa Lucía de Tirajana, Gran Canaria.
Pág. 28
Concurso de Asignación de Potencia Eólica, Apartado B: Plan Eólico, C
Parque Eólico: Pozo Izquierdo, T.M. de Santa Lucía de Tirajana, Gran Canaria.
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Concurso de Asignación de Potencia Eólica, Apartado B: Plan Eólico, C
Parque Eólico: Pozo Izquierdo, T.M. de Santa Lucía de Tirajana, Gran Canaria.
Pág. 30
Concurso de Asignación de Potencia Eólica, Apartado B: Plan Eólico, C
Los certificados anteriores, se basan en el procedimiento de verificación, validación y
certificación de los requisitos del PO 12.3 sobre la respuesta de las instalaciones eólicas ante
huecos de tensión, (PVVC), del que se adjunta una copia en el anexo I.
El objeto de este método es de proporcionar un procedimiento de medida y evaluación de la
respuesta de las instalaciones eólicas ante huecos de tensión. Este procedimiento debe
asegurar la uniformidad de los ensayos y simulaciones, la precisión en las medidas y la
evaluación de la respuesta de los parques eólicos ante huecos de tensión. Los requisitos de
respuesta ante huecos son los especificados en el Procedimiento de Operación 12.3.
El PO 12.3 se aprueba mediante resolución 4 de octubre de 2006, de la Secretaría General de
Energía, por la que se aprueba el procedimiento de operación 12.3 Requisitos de respuesta
frente a huecos de tensión de las instalaciones eólicas, del que se adjunta una copia en el
anexo I.
El objeto del presente procedimiento de operación es establecer los requisitos que han de
cumplir las distintas instalaciones de producción en régimen especial a efectos de garantizar
la continuidad de suministro frente a huecos de tensión, en cumplimiento de lo establecido
en la disposición adicional cuarta del Real Decreto 436/2004.
El cumplimiento del PO 12.3 según el procedimiento PVVC, garantiza el cumplimento de la
siguiente gráfica, y según el apartado a. de los certificados, también cumple con la del punto
2 del artículo 11 de la Orden de 15 de noviembre de 2006:
El cumplimiento de los apartados de máxima-mínima frecuencia y sobretensiones se
justifica a partir de la documentación del fabricante anexa en el apartado I:
a) ENERCON DATA SHEET GRID PERFORMANCE ENERCON E-70 E4
Configuration: FT (Configuration FT with Q+ -Option).
Parque Eólico: Pozo Izquierdo, T.M. de Santa Lucía de Tirajana, Gran Canaria.
Pág. 31
Concurso de Asignación de Potencia Eólica, Apartado B: Plan Eólico, C
Según la documentación anterior, de la que se adjunta un extracto, el aerogenerador es
capaz de funcionar con variaciones del 120% de la tensión en periodos no superiores a
un minuto. La variación de la frecuencia admisible es de 43 a 57 Hz.
Parque Eólico: Pozo Izquierdo, T.M. de Santa Lucía de Tirajana, Gran Canaria.
Pág. 32
Concurso de Asignación de Potencia Eólica, Apartado B: Plan Eólico, C
Parque Eólico: Pozo Izquierdo, T.M. de Santa Lucía de Tirajana, Gran Canaria.
Pág. 33
Concurso de Asignación de Potencia Eólica, Apartado B: Plan Eólico, C
Parque Eólico: Pozo Izquierdo, T.M. de Santa Lucía de Tirajana, Gran Canaria.
Pág. 34
Concurso de Asignación de Potencia Eólica, Apartado B: Plan Eólico, C
5. Vida útil de los aerogeneradores a instalar.
La vida útil las máquinas utilizadas está estimada en 20 años, según se define en la
siguiente documentación anexa facilitada por el fabricante:
a) Información sobre la vida útil de los aerogeneradores ENERCON.
Parque Eólico: Pozo Izquierdo, T.M. de Santa Lucía de Tirajana, Gran Canaria.
Pág. 35
Concurso de Asignación de Potencia Eólica, Apartado B: Plan Eólico, C
Parque Eólico: Pozo Izquierdo, T.M. de Santa Lucía de Tirajana, Gran Canaria.
Pág. 36
Concurso de Asignación de Potencia Eólica, Apartado B: Plan Eólico, C
Parque Eólico: Pozo Izquierdo, T.M. de Santa Lucía de Tirajana, Gran Canaria.
Pág. 37
Concurso de Asignación de Potencia Eólica, Apartado B: Plan Eólico, C
Parque Eólico: Pozo Izquierdo, T.M. de Santa Lucía de Tirajana, Gran Canaria.
Pág. 38
Concurso de Asignación de Potencia Eólica, Apartado B: Plan Eólico, C
Parque Eólico: Pozo Izquierdo, T.M. de Santa Lucía de Tirajana, Gran Canaria.
Pág. 39
Concurso de Asignación de Potencia Eólica, Apartado B: Plan Eólico, C
Parque Eólico: Pozo Izquierdo, T.M. de Santa Lucía de Tirajana, Gran Canaria.
Pág. 40
Concurso de Asignación de Potencia Eólica, Apartado B: Plan Eólico, D
D.- SEGURIDAD EN EL SUMINISTRO
Y AFECCIÓN AL SISTEMA
ELÉCTRICO
Parque Eólico: Pozo Izquierdo, T.M. de Santa Lucía de Tirajana, Gran Canaria.
0
Concurso de Asignación de Potencia Eólica, Apartado B: Plan Eólico, D
Índice Apartado D:
1.- Datos de la red eléctrica de distribución o transporte en la zona del parque eólico, con
indicación del posible punto de conexión a la red.
2.- Propuestas de acciones o inversiones que mejoren la estabilidad del sistema.
3.- Descripción de los sistemas de gestión telemática del parque.
4.- Consumo de energía reactiva o activa cuando se produce un hueco de tensión por
debajo del 80% de la tensión nominal de la red.
5.- Aporte de energía reactiva durante un hueco de tensión en un rango entre el 80% y el
20% de la tensión nominal de la red.
Parque Eólico: Pozo Izquierdo, T.M. de Santa Lucía de Tirajana, Gran Canaria.
i
Concurso de Asignación de Potencia Eólica, Apartado B: Plan Eólico, D
1. Datos de la red eléctrica de distribución o transporte en la zona del parque eólico, con
indicación del posible punto de conexión a la red.
El parque eólico POZO IZQUIERDO se encuentra en el sur-este de la isla de Gran
Canaria, dentro del término municipal de Santa Lucía de Tirajana (ver Figura 1), a
2.800 m en dirección noreste de la SE Matorral.
Parque eólico
POZO IZQUIERDO
Figura 1.- Situación del parque eólico respecto a la Red de Alta Tensión del sistema eléctrico de
Gran Canaria
Parque Eólico: Pozo Izquierdo, T.M. de Santa Lucía de Tirajana, Gran Canaria.
1
Concurso de Asignación de Potencia Eólica, Apartado B: Plan Eólico, D
Parque eólico POZO
IZQUIERDO
Figura 2.- Red de Alta Tensión cercana al parque eólico POZO IZQUIERDO
La relación de líneas de Alta Tensión en las proximidades del parque eólico POZO
IZQUIERDO, junto con sus principales características son:
•
Barranco Tirajana – Matorral – Lomo Maspalomas, 66 kV, cable subterráneo Cu 630
mm2 , 80 MVA de capacidad.
• Barranco Tirajana – San Agustín, 66 kV, cable subterráneo Cu 630 mm2 , 80 MVA de
capacidad.
• Barranco Tirajana – Lomo Maspalomas, 66 kV, cable subterráneo Cu 630 mm2 , 80
MVA de capacidad.
• Barranco Tirajana – Aldea Blanca, 66 kV, cable subterráneo Cu 630 mm2 , 80 MVA
de capacidad.
• Barranco Tirajana – Carrizal, 66 kV, cable subterráneo Cu 630 mm2 , 80 MVA de
capacidad.
• Barranco Tirajana – Jinamar, doble circuito 220 kV, conductor XXX 515 mm2 2x323
MVA de capacidad.
• SE Matorral 2x36 MVA trafos 66/20 y trafo 25 MVA de evacuación de PE Llanos de
Juan Grande (20,1 MVA instalados). Sobre esta SE vierten, además del citado parque,
un total de 14 parques eólicos que suman 36 MVA instalados, conectados en diversas
líneas de 20 kV conectadas a esta SE.
• SE Aldea Blanca 2x18 MVA trafos 66/20 kV. No hay parques eólicos conectados a
esta SE.
Parque Eólico: Pozo Izquierdo, T.M. de Santa Lucía de Tirajana, Gran Canaria.
2
Concurso de Asignación de Potencia Eólica, Apartado B: Plan Eólico, D
En virtud de lo establecido en el Art. 21 del Decreto 32/2006 de 27 de marzo, por el que
se regulan la instalación y explotación de los parques eólicos en el ámbito de la
Comunidad Autónoma de Canarias, al superar el parque los 6 MW de potencia
instalada, el parque debe conectarse a una tensión mínima de 66 kV.
La conexión en la SE Matorral, añadiendo un trafo de 18 MVA provocaría que la
potencia eólica conectada a dicha SE sobrepasara el 50% de la potencia instalada en
trafos de dicha SE. Por ello, el punto de conexión propuesto será en la línea de 66 kV
Barranco de Tirajana - Carrizal, incluyendo:
•
•
•
•
Apertura de línea subterránea existente haciendo entrada/salida en la misma, línea de
66 kV en doble circuito con cable subterráneo Cu 630 mm2, 80 MVA de capacidad
hasta la nueva SE a ubicar en las proximidades del parque eólico o en los terrenos de
otros parques eólicos de la zona.
SE Parque eólico Pozo Izquierdo con configuración en barra simple en 66 kV con
seccionamiento y configuración de doble barra con acoplamiento en el lado de 20 kV
Instalación de un transformador 66/20 kV de 18 MVA de capacidad para este parque,
con sus celdas de 66 y 20 kV correspondientes.
Línea de MT en doble circuito con conductor RHV 12/20 KV 1X240 KAL+H1 SUBT
desde la SE hasta el parque eólico.
Estas instalaciones de conexión a la red existente (extensión de red de 66 kV y SE 66/20
kV) podrán ser compartidas con otros parques eólicos y/o solicitantes de suministros en
la zona.
Parque eólico
POZO IZQUIERDO
Líneas 66 kV
Punto de conexión
propuesto: línea 66 kV
Líneas 20 kV
Figura 3.- Punto de conexión propuesto para el parque eólico POZO IZQUIERDO.
Parque Eólico: Pozo Izquierdo, T.M. de Santa Lucía de Tirajana, Gran Canaria.
3
Concurso de Asignación de Potencia Eólica, Apartado B: Plan Eólico, D
La incorporación de este nuevo parque puede obligar a ampliar o reforzar otros puntos
de la red de 66 kV, lo cual habrá que estudiar una vez sea adjudicado el concurso por
parte de todos lo operadores que resulten favorecidos en el concurso en la zona próxima
a esta S.E.
2. Propuestas de acciones o inversiones que mejoren la estabilidad del sistema.
Al separar la conexión de los distintos parques en la zona en dos SE diferentes
alimentadas de diferentes circuitos de 66 kV se mejora la seguridad y estabilidad del
sistema ante incidencias en la red.
La configuración en doble barra en 20 kV permitirá la conexión de esta SE a las
actuales líneas de 20 kV existentes en la zona, lo cual contribuye a mejorar la
explotación del sistema de 20 kV de la zona, mejorando la maniobrabilidad y las
posibilidades de explotación de la misma, mejorando la calidad del sistema.
Las propias características del aerogenerador y de las protecciones que incorpora el
modelo E70 y E44 de Enercon permiten aportar estabilidad a las redes de transporte,
soportando caídas de tensión de corta duración sin desconectarse de la red y
compensando sus necesidades de reactiva en un amplio margen, asimismo la capacidad
de control de potencia que posee la máquina le permiten adaptar su producción a las
necesidades de la red, lo que permite su conexión en redes eléctricas débiles.
Una vez sea adjudicado el concurso y conocida la potencia total de origen eólico a
inyectar en este punto de la red será necesario realizar, junto con el operador del sistema
y el propietario de la red bajo la coordinación de la autoridad competente, los estudios
de estabilidad dinámica del sistema evaluando:
•
•
•
•
Las reformas en las instalaciones existentes necesarias para asegurar un correcto
funcionamiento del sistema.
Coordinación de protecciones de los distintos parques.
Coordinación de protecciones con respecto a las demás variables del sistema insular.
Grado de participación de cada agente en las medidas a adoptar entre todos los
operadores que resulten favorecidos en el concurso.
3. Descripción de los sistemas de gestión telemática del parque.
El parque eólico dispondrá de un sistema scada de última generación que nos permite
visualizar los parámetros y operar sobre todas y cada una de las máquinas, por tanto, en
este caso, podremos actuar a distancia para la desconexión y conexión de las máquinas
en escalones de potencia iguales a la potencia de la máquina.
De igual forma, el sistema de control y la tecnología de pala variable, permiten un
control sobre la energía producida desde valores muy bajos hasta el nominal de la
máquina para la fuerza de viento existente en ese momento, con una regulación del 0%
hasta el 100% de la potencia nominal.
Parque Eólico: Pozo Izquierdo, T.M. de Santa Lucía de Tirajana, Gran Canaria.
4
Concurso de Asignación de Potencia Eólica, Apartado B: Plan Eólico, D
Se adjunta documentación con características de este sistema facilitada por el
fabricante:
a) Gestión de la potencia del parque eólico mediante el control de la potencia de
cada aerogenerador
b) Sistema de control remoto de Enercon.
Parque Eólico: Pozo Izquierdo, T.M. de Santa Lucía de Tirajana, Gran Canaria.
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Concurso de Asignación de Potencia Eólica, Apartado B: Plan Eólico, D
Parque Eólico: Pozo Izquierdo, T.M. de Santa Lucía de Tirajana, Gran Canaria.
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Concurso de Asignación de Potencia Eólica, Apartado B: Plan Eólico, D
Parque Eólico: Pozo Izquierdo, T.M. de Santa Lucía de Tirajana, Gran Canaria.
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Concurso de Asignación de Potencia Eólica, Apartado B: Plan Eólico, D
Parque Eólico: Pozo Izquierdo, T.M. de Santa Lucía de Tirajana, Gran Canaria.
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Concurso de Asignación de Potencia Eólica, Apartado B: Plan Eólico, D
Parque Eólico: Pozo Izquierdo, T.M. de Santa Lucía de Tirajana, Gran Canaria.
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Concurso de Asignación de Potencia Eólica, Apartado B: Plan Eólico, D
Parque Eólico: Pozo Izquierdo, T.M. de Santa Lucía de Tirajana, Gran Canaria.
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Concurso de Asignación de Potencia Eólica, Apartado B: Plan Eólico, D
Parque Eólico: Pozo Izquierdo, T.M. de Santa Lucía de Tirajana, Gran Canaria.
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Concurso de Asignación de Potencia Eólica, Apartado B: Plan Eólico, D
Parque Eólico: Pozo Izquierdo, T.M. de Santa Lucía de Tirajana, Gran Canaria.
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Concurso de Asignación de Potencia Eólica, Apartado B: Plan Eólico, D
4. Consumo de energía reactiva o activa cuando se produce un hueco de tensión por
debajo del 80% de la tensión nominal de la red.
Según los certificados del fabricante adjuntos en el apartado C.4, los modelos de
aerogenerador del parque eólico mantienen los consumos de energía activa y reactiva por
debajo de los límites definidos en el PVVC.
En el punto 4.1 y el 4.2 del P.O. 12.3 adjunto al apartado I, se indica que en el punto de
conexión a la red, no podrá existir consumo de potencia reactiva por parte de la
instalación, durante el periodo de mantenimiento de la falta, como durante el periodo de
recuperación, en el caso de faltas. También establecen los valores máximos permitidos de
consumos de potencia reactiva, en función del tiempo, desde que se produce la falta.
5. Aporte de energía reactiva durante un hueco de tensión en un rango entre el 80% y el
20% de la tensión nominal de la red.
Según los certificados del fabricante adjuntos en el apartado C.4, los modelos de
aerogenerador del parque eólico son capaces de inyectar corriente reactiva durante los
huecos de tensión simétricos.
Gráfica PO12.3
Parque Eólico: Pozo Izquierdo, T.M. de Santa Lucía de Tirajana, Gran Canaria.
13
Concurso de Asignación de Potencia Eólica, Apartado B: Plan Eólico, E
E.- LOCALIZACIÓN GEOGRÁFICA
Parque Eólico: Pozo Izquierdo, T.M. de Santa Lucía de Tirajana, Gran Canaria.
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Concurso de Asignación de Potencia Eólica, Apartado B: Plan Eólico, E
Índice Apartado E:
1.- Localización geográfica y codificación, plano.
Parque Eólico: Pozo Izquierdo, T.M. de Santa Lucía de Tirajana, Gran Canaria.
Pág. i
Concurso de Asignación de Potencia Eólica, Apartado B: Plan Eólico, E
1. Localización geográfica y codificación, plano.
El parque eólico Pozo Izquierdo se sitúa en el Municipio de Santa Lucía de Tirajana, en
la isla de Gran Canaria.
Las coordenadas de la máquina son las siguientes:
Parque Eólico Asignación de Potencia Pozo Izquierdo
(16,10 MW, aerogenerador ENERCON E-70 2300 ENERCON)
COORDENADAS UTM
UTM x (m)
UTM y (m)
UTM z (m)
POTENCIA
UNITARIA
(kW)
1
457.765
3.078.873
37
2.300
22,5º NNE
2
457.896
3.078.818
33
2.300
22,5º NNE
3
457.184
3.078.818
45
2.300
22,5º NNE
4
457.305
3.078.738
43
2.300
22,5º NNE
5
457.450
3.078.643
39
2.300
22,5º NNE
6
457.570
3.078.564
35
2.300
22,5º NNE
7
457.689
3.078.485
31
2.300
22,5º NNE
IDENTIFICACIÓN DEL
AEROGENERADOR
DIRECCIÓN VIENTO
DOMINANTE
Se adjunta plano 1, Localización Geográfica:
Parque Eólico: Pozo Izquierdo, T.M. de Santa Lucía de Tirajana, Gran Canaria.
Pág. 1
Concurso de Asignación de Potencia Eólica, Apartado B: Plan Eólico, F
F.- TERRENOS
Parque Eólico: Pozo Izquierdo, T.M. de Santa Lucía de Tirajana, Gran Canaria.
Pág. 0
Concurso de Asignación de Potencia Eólica, Apartado B: Plan Eólico, F
Índice Apartado F:
1.- Planos.
a.- Superficie de terreno disponible.
b.- Superficie de terreno afectada por el nuevo parque eólico.
c.- Superficie de terreno afectada por instalaciones eólicas existentes colindantes.
d.- Propuesta de distribución en planta.
e.- Áreas pertenecientes a la Red Canaria de Espacios Naturales Protegidos o a
Parques Nacionales en un radio de un kilómetro.
f.- Áreas pertenecientes a la Red Natura (ZEPA y LIC) en un radio de un kilómetro.
2.- Clasificación del uso del suelo.
3.- Documentación acreditativa relativa a la disponibilidad de los terrenos.
Parque Eólico: Pozo Izquierdo, T.M. de Santa Lucía de Tirajana, Gran Canaria.
Pág. i
Concurso de Asignación de Potencia Eólica, Apartado B: Plan Eólico, F
1. Planos.
a) Plano nº2, superficie de terreno disponible, escala 1/5.000.
Las parcelas donde se ubica el parque, tienen una superficie total de 321.924,74 m²
aproximadamente.
b) Plano nº3, superficie de terreno afectada por el conjunto de aerogeneradores,
escala 1/10.000.
Según plano adjunto, la superficie afectada por el área de sensibilidad marcada por la poligonal
trazada a 8 diámetros a barlovento, 8 diámetros a sotavento y 2 diámetros medidos en dirección
transversal tal como se refleja en el artículo 3 del Decreto 32/2006 de 27 de marzo, ocupa
1.217.335,75 m².
c) Plano nº4, superficie de terreno afectada por las instalaciones eólicas colindantes,
escala 1/10.000.
Según plano adjunto, la superficie afectada por el área de sensibilidad marcada por la
poligonal trazada a 8 diámetros a barlovento, 8 diámetros a sotavento y 2 diámetros
medidos en dirección transversal tal como se refleja en el artículo 3 del Decreto 32/2006
de 27 de marzo, de las instalaciones eólicas colindantes al nuevo parque propuesto en
un radio de 1,00 km, ocupa 22.990,59 m².
d) Propuesta de distribución en planta de las instalaciones de generación y
auxiliares:
En los planos correspondientes, se representa la propuesta de distribución en planta de las
instalaciones de generación, señalando las cimentaciones, canalizaciones, centros de
maniobra, plataformas de montaje y accesos.
Plano nº5, distribución en planta, escala 1/2.500.
e) Plano de espacios naturales protegidos en 1,00 km.
No existe ningún espacio de la Red Canaria de Espacios Naturales Protegidos a menos
de 1 km. de distancia.
El ENP de la Red Canaria más próximo es el Sitio de Interés Científico de Juncalillo del
Sur a 4.640 metros del aerogenerador más próximo
Documentación que se acompaña:
Mapa de ubicación del parque eólico con indicación de los espacios naturales protegidos
próximos pertenecientes de la Red Canaria.
Parque Eólico: Pozo Izquierdo, T.M. de Santa Lucía de Tirajana, Gran Canaria.
Pág. 1
Concurso de Asignación de Potencia Eólica, Apartado B: Plan Eólico, F
f) Plano de la Red Natura 2000 (ZEPA y LIC) en 1,00 km.
No existe ningún espacio de la Red Natura 2.000 (ZEPA o LIC) a menos de 1 km. de
distancia.
El espacio de la Red Natura 2.000 más próximo es el Lugar de Interés Comunitario de
Playa del Cabrón, a 2.935 metros del aerogenerador más próximo. A algo más de
distancia (4.640 metros), se encuentra el LIC del Juncalillo del Sur.
Documentación que se acompaña
Mapa de ubicación del parque eólico con indicación de los espacios naturales protegidos
próximos pertenecientes de la Red Natura 2.000.
2. Clasificación del uso del suelo.
Vista la zonificación de usos del Plan Insular de Ordenación de Gran Canaria (PIOGC)
y el emplazamiento del Parque Eólico POZO IZQUIERDO, se permite la nueva
ejecución del Parque Eólico por parte de la normativa del Plan Insular.
Además, el parque eólico se localiza en una de las Zonas Eólicas Insulares (ZEI)
definidas por el propio Plan Insular de Ordenación de Gran Canaria (PIOGC).
Por lo tanto, a tenor de lo señalado y en aplicación de los criterios establecidos en el
Anexo III de la Orden de 27 de abril de 2007, por el que se regulan las bases del
concurso eólico, corresponde la asignación de cinco puntos a la variable B3, habida
cuenta de que el parque se encuentra implantado en suelo definido como de protección
para este tipo de infraestructuras. Esta valoración queda recogida en el documento
correspondiente.
Parque Eólico: Pozo Izquierdo, T.M. de Santa Lucía de Tirajana, Gran Canaria.
Pág. 2
Concurso de Asignación de Potencia Eólica, Apartado B: Plan Eólico, F
Planos:
2. Parcela.
3. Área de sensibilidad eólica nuevo parque.
4. Área de sensibilidad eólica parques colindantes.
5. Distribución en planta.
6. Detalles de canalización.
7. Detalle de plataforma de montaje.
8. Red Canaria de Espacios Naturales Protegidos.
9. Red Natura 2000 ZEPA y LIC
Parque Eólico: Pozo Izquierdo, T.M. de Santa Lucía de Tirajana, Gran Canaria.
Pág. 3
Concurso de Asignación de Potencia Eólica, Apartado B: Plan Eólico, F
3.- DOCUMENTACIÓN JUSTIFICATIVA
RELATIVA A LA DISPONIBILIDAD
DE LOS TERRENOS
Parque Eólico: Pozo Izquierdo, T.M. de Santa Lucía de Tirajana, Gran Canaria.
Pág. 4
Concurso de Asignación de Potencia Eólica, Apartado B: Plan Eólico, G
G.- ASPECTOS MEDIOAMBIENTALES
Parque Eólico: Pozo Izquierdo, T.M. de Santa Lucía de Tirajana, Gran Canaria.
Pág. 0
Concurso de Asignación de Potencia Eólica, Apartado B: Plan Eólico, G
Índice Apartado G:
1.- Identificación e influencia sobre parques nacionales, espacios naturales protegidos, ZEPA,
LIC y sitios de interés histórico cercanos.
2.- Propuestas de mejora del entorno en el que se encuentra situado el parque eólico durante su
período de funcionamiento.
3.- Plan de desmantelamiento del parque eólico.
Parque Eólico: Pozo Izquierdo, T.M. de Santa Lucía de Tirajana, Gran Canaria.
Pág. 0
Concurso de Asignación de Potencia Eólica, Apartado B: Plan Eólico, G
G.1.
IDENTIFICACIÓN E INFLUENCIA SOBRE PARQUES NACIONALES,
ESPACIOS
NATURALES
PROTEGIDOS,
ZEPA,
LIC
Y
SITIOS
ARQUEOLÓGICOS O DE INTERÉS HISTÓRICO CERCANOS.
a) Identificación e influencia sobre espacios naturales
El emplazamiento propuesto para el parque eólico de Pozo Izquierdo no afecta a
ningún espacio natural protegido dentro de la Red Canaria de Espacios Naturales ni
dentro de la Red Natura 2.000 de la Unión Europea.
El espacio natural protegido más próximo al emplazamiento es el Sitio de Interés
Científico de Juncalillo del Sur y se encuentra a 4.640 metros de distancia. Su superficie es de
192 hectáreas y la finalidad de la protección de este espacio es preservar un hábitat costero de
salinas y zonas litorales donde habita avifauna limícola y migradora y donde está presente una
especie de flora Atractylis preaxiana (piña de mar), un endemismo canario muy amenazado y
estrictamente protegido. El enclave tiene también la consideración de LIC.
El LIC de Playa Cabrón (ES7010053), por su parte, es una zona de litoral rocoso al
abrigo de las corrientes marinas, que alberga gran variedad de hábitats sometidos a diferentes
influencias oceánicas. A lo largo de la franja costera, se alternan playas arenosas o de cantos,
con rasas intermareales y zonas encharcadas. Los fondos rocosos del lugar descienden con
rapidez, conformando acantilados, cornisas, túneles, arcos y cuevas submarinas.
Se trata de un área de gran productividad marina, con múltiples hábitats, entre los que
destaca uno de los mejores sebadales de la isla. Presencia de abundantes endemismos
canarios, lo que confiere al enclave una notable importancia científica.
El Sitio de Interés Científico de Juncalillo del Sur dispone de unas normas de
protección que no implican limitación alguna al emplazamiento de parques eólicos en su
entorno.
b) Identificación e influencia sobre sitios arqueológicos o de interés histórico cercanos.
En el entorno del parque eólico se ha podido inventariar los siguientes sitios de interés.
Ningún sitio de interés se verá afectado por el parque eólico y sus infraestructuras ya que
están suficientemente alejados.
Parque Eólico: Pozo Izquierdo, T.M. de Santa Lucía de Tirajana, Gran Canaria.
Pág. 1
Concurso de Asignación de Potencia Eólica, Apartado B: Plan Eólico, G
SITIOS ARQUEOLÓGICOS Y DE INTERÉS HISTÓRICO.
1.-Túmulos de Pozo Izquierdo
Localización: En el municipio de Santa Lucía, en la punta del Arenal, a unos 100 m. de las
salinas de Punta Tenefé.
Ubicación: UTM: Cuadrante 28 X: 458498 Y: 3077062
Descripción: Se trata de dos grupos de túmulos de enterramiento. Entendemos por Túmulos
aquellas construcciones de utilidad funeraria, realizado, generalmente, en piedras, con una
superestructura o parte exenta, y una infraestructura o espacio sepulcral propiamente dicho,
integrado en el suelo, realizado, también, con lajas y/o piedras.
BIENES ETNOGRÁFICOS
1.-Panadería del Castillo del Romeral
Localización: Siguiendo por la antigua carretera Juan Grande-Las Palmas, siguiendo la
desviación a Castillo del Romeral; en la esquina entre la Carretera Castillo Romeral-Juan
Grande con la Calle María de la Rocha.
Ubicación: UTM: Cuadrante 28 X: 454800 Y: 3074700
Descripción: Edificio dedicado a la industria agroalimentaria, en concreto una panadería.
Construido a principio del siglo XX, con planta rectangular, y construido en piedra y
argamasa; con una fachada de nuevo metros de largo y 4,5 m. de fondo.
2.-Salinas de Tenefé
Localización: Se encuentra a 25 mts. de la orilla del mar, próximo a la bahía de pozo
izquierdo al lado de la desalinizadora.
Ubicación: UTM: Cuadrante 28 X: 458403 Y: 3076703
Descripción: Construidas en el siglo XVIII, estas salinas estas compuestas por una zona de
cocederos, tres estanques, un canal y un molino de viento de madera, además de una casa para
el salinero de dos plantas. Todo en arena, piedra y cal, excepto los cocederos que son de
arcilla. Son el mejor ejemplo de salinas sobre barro; generadas para la venta de sal a barcos de
pesca y para el consumo interno. Siguen en activo, pero sólo para el consumo insular;
produciendo entre 180 y 280 toneladas de sal al año, entre los meses hábiles, ya que desde
septiembre a marzo se paraliza por las lluvias. Su estado de conservación es bueno.
Parque Eólico: Pozo Izquierdo, T.M. de Santa Lucía de Tirajana, Gran Canaria.
Pág. 2
Concurso de Asignación de Potencia Eólica, Apartado B: Plan Eólico, G
G.2.
PROPUESTAS PARA LA MEJORA DEL ENTORNO DEL PARQUE
Se propone una medida concreta destinada a la mejora del entorno del parque eólico
consistente en el: Acondicionamiento de un yacimiento o construcción con valor
etnográfico de la zona con fines didácticos.
El área cercana al parque eólico dispone de pocos puntos de interés arqueológico o
etnográfico, pero uno de los existentes tiene relevancia: las Salinas de Tenefé. Se propone
acometer un proyecto de adaptación de las actuales instalaciones con objeto de dotarlas de un
uso público sostenible y compatible con su actual estado. El proyecto no sólo tendría interés
científico sino también interés turístico. Si no se considerara oportuno este enclave pueden
plantearse otras zonas alternativas de actuación
Parque Eólico: Pozo Izquierdo, T.M. de Santa Lucía de Tirajana, Gran Canaria.
Pág. 3
Concurso de Asignación de Potencia Eólica, Apartado B: Plan Eólico, G
G.3.
PLAN DE DESMANTELAMIENTO DEL PARQUE
En el presente apartado se va a describir cómo se realizaría el desmantelamiento del
parque eólico en el caso de que se llevara a efecto esta operación y la restauración final del
área afectada.
ACTUACIONES PREVISTAS
En el desmantelamiento de las instalaciones existentes se definen las siguientes fases:
•
Retirada de aerogeneradores.
•
Desmantelamiento de de los centros de transformación, maniobra y control.
•
Demolición de cimentaciones y peanas hasta una profundidad de un metro.
•
Demolición de arquetas y mojones de señalización.
•
Retirada de escombros y restos de materiales.
•
Roturación de los viales y plataformas fuera de uso.
•
Aportación de una capa de material superficial igual al resto de la zona para la
recuperación del anterior perfil del terreno.
•
Mejora del entorno, restauración del terreno y de la vegetación.
Todos los materiales y escombros procedentes del desmantelamiento serán transportados a
vertederos autorizados y a plantas de reciclaje.
Se pondrá un especial cuidado en no derramar aceites minerales u otros líquidos nocivos
procedentes de los transformadores y cajas multiplicadoras sobre el terreno circundante.
No se desmantelará el cableado subterráneo ni las cimentaciones a partir de un metro de
profundidad, puesto que su retirada produciría una gran incidencia innecesaria sobre toda la
superficie de la zona ocupada por las actuales instalaciones, quedando totalmente integradas
en el medio.
Parque Eólico: Pozo Izquierdo, T.M. de Santa Lucía de Tirajana, Gran Canaria.
Pág. 4
Concurso de Asignación de Potencia Eólica, Apartado B: Plan Eólico, G
DESMANTELAMIENTO DE LOS AEROGENERADORES
Para el desmantelamiento de los aerogeneradores se seguirá el siguiente proceso:
1. Desconexión de la red eléctrica y de terminales de cables.
2. Extracción del cableado de la torre, armarios de control y potencia, etc.
3. Desmontaje del buje del rotor, incluidas las palas.
4. Desmontaje de la Nacelle con todos sus elementos.
5. Desmontaje de la torre.
6. Eliminación de los cables de potencia y comunicaciones hasta la profundidad
de un metro.
Se debe tener en cuenta que en el proceso de desmontaje se utilizarán las mismas grúas y
vehículos de transporte que se usaron para el montaje, por lo que habrá que repasar
previamente los viales y plataformas originales que se hayan deteriorado con el tiempo.
RETIRADA DE LOS CENTROS DE TRANSFORMACIÓN, MANIOBRA Y
CONTROL
Los centros de transformación, maniobra y control utilizados en el parque son del tipo
prefabricado, formados por una serie de paneles desmontables. Para el desmantelamiento se
seguirán los siguientes puntos:
1. Desconexión de la red eléctrica y de terminales de cables.
2. Extracción del transformador, celdas de protección de media tensión, cuadros
de baja tensión, equipamiento de control, etc.
3. Desmonte y transporte de los paneles con grúa.
4. Eliminación de los cables de potencia y comunicaciones hasta la profundidad
de un metro.
Parque Eólico: Pozo Izquierdo, T.M. de Santa Lucía de Tirajana, Gran Canaria.
Pág. 5
Concurso de Asignación de Potencia Eólica, Apartado B: Plan Eólico, G
DEMOLICIÓN DE PEANAS Y CIMENTACIONES
Se procederá a demoler las penas y cimentaciones de los aerogeneradores y de los centros de
transformación, maniobra y control hasta la profundidad de un metro, con medios mecánicos.
DEMOLICIÓN DE ARQUETAS Y MOJONES
Se demolerán todas las arquetas que no se utilicen en el parque, procediendo primero a retirar
la tapa y marco, eliminando después las paredes.
Además se retirarán los mojones de señalización de las canalizaciones de potencia fuera de
uso.
RETIRADA DE ESCOMBROS Y RESTOS DE MATERIALES
Todos materiales procedentes de las demoliciones serán trasportados a vertederos autorizados.
Los materiales procedentes de las instalaciones que no sean aprovechables en otras
instalaciones, serán entregados en centros de reciclaje.
ROTURACIÓN DE VIALES Y PLATAFORMAS SIN USO
Los viales que queden sin uso, así como las plataformas de montaje de los aerogeneradores
sustituidos, serán roturados mediante medios mecánicos, aflojando en terreno y evitando que
sean utilizados por vehículos.
APORTACIÓN DE MATERIAL SUPERFICIAL
Sobre las zonas afectadas por las demoliciones y roturaciones, se realizará una aportación de
material superficial de igual composición que le que le rodea, intentando recuperar el perfil
original del terreno.
MEJORAS DEL ENTORNO
Una vez retirados todos los elementos a desmantelar y repuesta la capa superficial de material
de las zonas afectadas, se definirán áreas con tierra vegetal, donde se regenerará la cubierta
vegetal de la zona, realizado plantaciones selectivas de vegetación propios del lugar.
Esta regeneración implica un plan de mantenimiento de la vegetación repuesta, hasta que se
haya adaptado e integrado totalmente con el resto de la zona siendo capaz de mantenerse de
modo autónomo.
Parque Eólico: Pozo Izquierdo, T.M. de Santa Lucía de Tirajana, Gran Canaria.
Pág. 6
Concurso de Asignación de Potencia Eólica, Apartado B: Plan Eólico, G
DURACIÓN DEL DESMANTELAMIENTO
Las fases desmantelamiento de los aerogeneradores existentes y del equipamiento se realizará
en el primer trimestre de trabajo, dejando las tres últimas fases, roturación, aportación de
materiales superficiales y mejoras en el entorno, para el último trimestre, evitando
interferencias en los trabajos y que se estropeen innecesariamente las mejoras realizadas en el
entorno.
Retirados y limpiados los elementos constructivos superficiales del parque, se procederá al
aporte de tierra vegetal (al igual de la que existe en el entorno), cubriendo los caminos, las
zapatas de los aerogeneradores, así como otros elementos relacionados con el parque que no
estuvieran presente antes de su construcción. Asimismo se recuperará, en la medida de lo
posible, el perfil original del terreno.
En concreto, se aportará una capa de 20 cm. de espesor de tierra sobre las siguientes zonas del
parque:
•
Zapatas de los aerogeneradores.
•
Plataformas de montaje en las zonas que se hayan visto dañadas por las grúas
durante la retirada de los aerogeneradores (estimado en el 20%).
•
Tramos de caminos de servicio o de acceso y sus correspondientes cunetas, que
no existieran antes del establecimiento del parque eólico, y que no den en el
momento del desmantelamiento otro servicio que se pudiera considerar esencial.
•
Otras zonas donde el terreno se haya visto afectado por la retirada de los
elementos del parque.
Para la vegetación se prevé una replantación de especies adecuadas al terreno. La tierra
vegetal que se aporte ha de ser de características similares a la retirada en las labores de
apertura de caminos y plataformas y se redistribuirá en las superficies de afección. La
replantación se realizará fuera de las zonas que actualmente estén en uso con las especies
propias del lugar. La densidad de plantación la determinará un estudio específico. El modo de
plantación será el ahoyado manual y, al objeto de garantizar la viabilidad de la plantación, se
establecerá un sistema de riego de apoyo que pueda ser retirado una vez las plantas tengan
porte suficiente.
Parque Eólico: Pozo Izquierdo, T.M. de Santa Lucía de Tirajana, Gran Canaria.
Pág. 7
Concurso de Asignación de Potencia Eólica, Apartado B: Plan Eólico, H
H.- ASPECTOS SOCIOECONÓMICOS
Parque Eólico: Pozo Izquierdo, T.M. de Santa Lucía de Tirajana, Gran Canaria.
Pág. 0
Concurso de Asignación de Potencia Eólica, Apartado B: Plan Eólico, H
Índice Apartado H:
1.- Presupuesto con inversiones a realizar.
2.- Acuerdos formales existentes con las Entidades Locales Canarias.
Parque Eólico: Pozo Izquierdo, T.M. de Santa Lucía de Tirajana, Gran Canaria.
Pág. i
Concurso de Asignación de Potencia Eólica, Apartado B: Plan Eólico, H
2.- ACUERDOS FORMALES
EXISTENTES CON LAS ENTIDADES
LOCALES CANARIAS
Parque Eólico: Pozo Izquierdo, T.M. de Santa Lucía de Tirajana, Gran Canaria.
Pág. 3
Concurso de Asignación de Potencia Eólica, Apartado B: Plan Eólico, I
I.- ANEXO DOCUMENTACIÓN
Parque Eólico: Pozo Izquierdo, T.M. de Santa Lucía de Tirajana, Gran Canaria.
Pág. 0
Concurso de Asignación de Potencia Eólica, Apartado B: Plan Eólico, I
Índice Apartado I:
1.-Anexo Documentación.
Parque Eólico: Pozo Izquierdo, T.M. de Santa Lucía de Tirajana, Gran Canaria.
Pág. i
Concurso de Asignación de Potencia Eólica, Apartado B: Plan Eólico, I
1.-Anexo documentación.
Se adjunta la siguiente documentación anexa a los apartados anteriores del Plan Eólico,
como complemento del mismo:
a) RESOLUCIÓN de 4 de octubre de 2006, de la Secretaría General de Energía, por la que
se aprueba el procedimiento de operación 12.3 Requisitos de respuesta frente a huecos
de tensión de las instalaciones eólicas (PO 12.3).
b) Procedimiento de verificación, validación y certificación de los requisitos del PO 12.3
sobre la respuesta de las instalaciones eólicas ante huecos de tensión, (PVVC).
c) ENERCON DATA SHEET GRID PERFORMANCE ENERCON E-70 E4
Configuration: FT (Configuration FT with Q+ -Option).
Parque Eólico: Pozo Izquierdo, T.M. de Santa Lucía de Tirajana, Gran Canaria.
Pág. 1
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ENERCON DATA SHEET
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(Configuration FT with Q+ -Option)
For explanations of the used terms and abbreviations please refer to chapter 13 Glossary.
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Content
INTRODUCTION ............................................................................................................ 3
RATED DATA................................................................................................................. 3
REACTIVE POWER CAPABILITY.................................................................................. 3
POWER VOLTAGE DIAGRAM....................................................................................... 4
VOLTAGE PROTECTION .............................................................................................. 5
5.1
Over-voltage protection (for each phase) ............................................................... 5
5.2
Under-voltage protection........................................................................................ 7
6. POWER FREQUENCY DIAGRAM ................................................................................. 9
7. FREQUENCY PROTECTION........................................................................................10
7.1
Frequency protection for 50 Hz grid ......................................................................10
7.2
Frequency protection for 60 Hz grid ......................................................................11
8. FAULT RIDE THROUGH PERFORMANCE ..................................................................12
8.1
General Performance............................................................................................12
8.2
Zero Power Mode .................................................................................................14
9. POWER RAMPS ...........................................................................................................17
9.1
Active Power Ramp-up .........................................................................................17
9.2
Active Power Ramp-down.....................................................................................17
9.3
Reactive Power Ramp ..........................................................................................17
10. POWER-FREQUENCY CONTROL ...............................................................................18
10.1 “Static” Power-frequency control ...........................................................................19
10.2 “Dynamic” Power-frequency control ......................................................................20
11. Consumption of auxiliary supply ....................................................................................21
12. REFERENCE POINT ....................................................................................................22
13. Glossary ........................................................................................................................23
1.
2.
3.
4.
5.
For explanations of the used terms and abbreviations please refer to chapter 13 Glossary.
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DATA SHEET GRID PERFORMANCE
1. INTRODUCTION
All data refer to the reference point shown in chapter 11.
The performance is only possible with the control system CS 82 with FACTS power cabinets.
The WT can either be equipped with 7 power cabinets (configuration FT, indice FT), or 8 power
cabinets (indice FTQ). The standard configuration is equipped with 7 power cabinets (configuration
FT).
2. RATED DATA
Nominal Frequency:
fn =
50 / 60 Hz
Nominal Voltage:
Un =
400 V
Rated Apparent Power:
Sn =
2300 kVA
Rated Current at Pn:
In =
3320 A
Rated Active Power:
Pn =
2300 kW
Max. Permitted Apparent Power: SmaxFT =
2460 kVA
Max. Permanent Current:
ImaxFT =
4000 A
Max. Permitted Apparent Power: SmaxFTQ =
2460 kVA
Max. Permanent Current:
ImaxFTQ =
4500 A
Power Factor is adjustable:
Default value:
0 kVAr
Q=
3. REACTIVE POWER CAPABILITY
1.10
1.00
Additional reactive power with configuration FTQ
Active Power/ Rated Active Power [pu]
Additional reactive power with configuration FTQ
0.90
0.80
0.70
0.60
0.50
export of reactive
power
import of reactive
power
0.40
0.30
0.20
0.10
0.00
-0.6
-0.5
-0.4
-0.3
-0.2
-0.1
0.0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
Reactive Power / Rated Active Power [pu]
The given values are valid for the continuous voltage range (refer to next chapter).
For explanations of the used terms and abbreviations please refer to chapter 13 Glossary.
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DATA SHEET GRID PERFORMANCE
4. POWER VOLTAGE DIAGRAM
Temporary Maximum Value:
Umax,temp =
120% = 480 V
Maximum Continuous Value:
Umax =
110% = 440 V
Nominal Value:
Un =
100% = 400 V
Minimum Continuous Value:
Umin =
90% = 360 V
Temporary Minimum Value
Umin,temp =
80% = 320 V
(not possible with configuration FT):
1.1
Apparent Power/ Maximum Apparent Power [pu]
1
Only possible with the configuration FTQ
0.9
0.8
0.7
0.6
0.5
0.4
0.3
0.2
0.1
0
0.7
0.8
0.9
1
1.1
1.2
1.3
Voltage/ Nominal Voltage [pu]
Temporary operation limits: In the hatched areas only a temporary operation is possible for
up to 60 seconds.
The green hatched area is not possible with the configuration FT. This area is only possible
with the configuration FTQ.
If the voltage is continuously underneath the minimum value or above the maximum value,
see also chapter 8.
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5. VOLTAGE PROTECTION
Over-voltage condition at the reference point may lead to operation in Fault Ride Through
mode, as described in chapter 8.
5.1
Over-voltage protection (for each phase)
Over-voltage protection 1:
Uovp1 = 145% of Un/√3
(fix value)
Delay time for over-voltage detection 1:
Tdovp1 = 0.050 s
(fix value)
This protection leads to tripping of the WT. This is a protection of the WT.
Over-voltage protection 2:
Uovp2 = 124% of Un/√3
(fix value)
Delay time for over-voltage detection 2:
Tdovp2 = 1 s
(fix value)
This protection leads to tripping of the WT. This is a protection of the WT.
Over-voltage protection 3:
Uovp3 = 120% of Un/√3
(fix value)
Delay time for Fault Ride Through detection:
0.500 s ≤ tdFRT ≤ 5 s
(adjustable)
Step width:
0.010 s
Default value:
tdFRT = 5 s
This protection leads to tripping of the WT. This is a protection of the WT and for the grid.
Over-voltage protection setting data:
100% ≤ uovp4 ≤ 120% of Un/√3
Step width:
1V
Default value:
uovp4= 116% of Un/√3
Delay time for over-voltage detection:
0.050 s ≤ tdovp4 ≤ 60 s
Step width:
0.010 s
Default value:
tdovp4 = 0.050 s
(adjustable)
(adjustable)
This protection leads to tripping of the WT. This is a protection for the grid.
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DATA SHEET GRID PERFORMANCE
U/Un
2.00
1.95
1.90
fixed protection
values
1.85
1.80
1.75
1.70
1.65
1.60
1.55
1.50
physical
voltage limit
of the WT
1.45
1.40
1.35
1.30
1.25
1.20
1.15
1.10
1.05
1.00
0.001
area for possible FRT/ZPM setting
tdFRT = 0.500…5 s
example for FRT settings
uovp4= 100 … 120% Un/√
√3
hatched area: max. range of setting
example for protection setting
tdovp4= 0.050…60 s
0.010
0.100
1.000
10.000
100.000
time [s]
Shown is the delay time of the protection. The effective time for disconnection/tripping is
longer, due to the switch-off time for the power contactors.
Switch-off time for power contactors:
Tpc ≤ 0.040 s
Tripping time for over-voltage protection 1:
Tovp1 = Tdovp1 + Tpc
Tripping time for over-voltage protection 2:
Tovp2 = Tdovp2 + Tpc
Tripping time for Fault Ride Through:
tFRT = tdFRT + Tpc
Tripping time for over-voltage protection 4:
tovp4 = tdovp4 + Tpc
(fix value)
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DATA SHEET GRID PERFORMANCE
5.2
Under-voltage protection
5.2.1
Under-voltage protection (for each phase) with the configuration FT
Under-voltage condition at the reference point may lead to operation in Fault Ride Through
mode, as described in chapter 8.
Under-voltage protection setting data:
UuvpFT = 90% Un/√3
Delay time for Fault Ride Through detection: 0.500 s ≤ tdFRT ≤ 5 s
Step width:
0.010 s
Default value:
tdFRT = 5 s
(fix value)
(adjustable)
If under-voltage condition prevails longer than tdFRT under-voltage protection operates to trip
the wind turbine.
U/Un
1.10
1.1
hatched area: max. range of setting tdFRT
1.00
1.0
example for Fault Ride Through setting
0.90
0.9
0.8
0.80
fixed protection
values
0.7
0.70
0.60
0.6
0.50
0.5
t dFRT = 0.500 ...5 s
0.40
0.4
0.30
0.3
0.2
0.20
0.10
0.1
0.00
0.0
0.100
1.000
10.000
100.000
time [s]
Shown is the delay time of the protection. The effective time for tripping is longer, due to the
switch-off time for the power contactors.
Switch-off time for power contactors:
Tpc ≤ 0.040 s
Tripping time for Fault Ride Through:
tFRT = tdFRT + Tpc
(fix value)
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5.2.2
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Under-voltage protection (for each phase) with the configuration FTQ
Under-voltage condition at the reference point may lead to operation in Fault Ride Through
mode, as described in chapter 8.
Under-voltage protection setting data:
UuvpFTQ = 80% Un/√3
Delay time for Fault Ride Through detection: 0.500 s ≤ tdFRT ≤ 5 s
Step width:
0.010 s
Default value:
tdFRT = 5 s
(fix value)
(adjustable)
If under-voltage condition prevails longer than tdFRT under-voltage protection operates to trip
the wind turbine.
U/Un
1.10
1.1
hatched area: max. range of setting tdFRT
1.00
1.0
example for Fault Ride Through setting
0.90
0.9
0.8
0.80
fixed protection
values
0.7
0.70
0.60
0.6
0.50
0.5
t dFRT = 0.500 ...5 s
0.40
0.4
0.30
0.3
0.2
0.20
0.10
0.1
0.00
0.0
0.100
1.000
10.000
100.000
time [s]
Shown is the delay time of the protection. The effective time for tripping is longer, due to the
switch-off time for the power contactors.
Switch-off time for power contactors:
Tpc ≤ 0.040 s
Tripping time for Fault Ride Through:
tFRT = tdFRT + Tpc
(fix value)
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6.
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POWER FREQUENCY DIAGRAM
Grid with 50 Hz
Grid with 60 Hz
Maximum Frequency:
fmax =
57 Hz
fmax =
67 Hz
Nominal Frequency:
fn =
50 Hz
fn =
60 Hz
Minimum Frequency:
fmin =
43 Hz
fmin =
53 Hz
S
Smax
fmin
fn
fmax
f [Hz]
Regarding frequency changes the ENERCON E-70 E4 is designed for uninterrupted
operation for frequency gradients up to 4 Hz/s.
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7. FREQUENCY PROTECTION
7.1
Frequency protection for 50 Hz grid
Over-frequency protection setting data:
Step width:
Default value:
50 Hz ≤ fof ≤ 57 Hz
Under-frequency protection setting data:
Step width:
Default value:
43 Hz ≤ fuf ≤ 50 Hz
Delay time for over-frequency detection:
Step width:
Default value:
0.070 s ≤ tdof ≤ 2 s
Delay time for under-frequency detection:
Step width:
Default value:
0.070 s ≤ tduf ≤ 2 s
(adjustable)
0.1 Hz
52 Hz
(adjustable)
0.1 Hz
47 Hz
(adjustable)
0.010 s
0.070 s
(adjustable)
0.010 s
0.070 s
65
fixed protection
values
hatched area: max. range of setting
tdof
60
example for protection setting
frequency [Hz]
55
fof
50
fuf
45
tduf
40
hatched area: max. range of setting
example for protection setting
35
0.010
0.100
1.000
10.000
time [s]
For effective tripping time see end of chapter 7.2
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7.2
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Frequency protection for 60 Hz grid
Over-frequency protection setting data:
Step width:
Default value:
60 Hz ≤ fof ≤ 67 Hz
Under-frequency protection setting data:
Step width:
Default value:
53 Hz ≤ fuf ≤ 60 Hz
Delay time for over-frequency detection:
Step width:
Default value:
0.110 s ≤ tdof ≤ 2.040 s
Delay time for under-frequency detection:
Step width:
Default value:
0.110 s ≤ tduf ≤ 2.040 s
(adjustable)
0.1 Hz
62 Hz
(adjustable)
0.1 Hz
57 Hz
(adjustable)
0.010 s
0.110 s
(adjustable)
0.010 s
0.110 s
75
fixed protection
values
hatched area: max. range of setting
tdof
70
example for protection setting
frequency [Hz]
65
fof
60
fuf
55
tduf
50
hatched area: max. range of setting
example for protection setting
45
0.010
0.100
1.000
10.000
time [s]
Shown is the delay time of the protection. The effective time for tripping is longer, due to the
switch-off time for the power contactors.
Switch-off time for power contactors:
Tripping time over-frequency protection:
Tripping time under-frequency protection:
Tpc ≤ 0.040 s
(fix value)
tofp = tdof + Tpc
tufp = tduf + Tpc
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8. FAULT RIDE THROUGH PERFORMANCE
8.1
General Performance
Under-voltage protection set point
with configuration FT:
UuvpFT = 90% Un/√3
Under-voltage protection set point
with configuration FTQ:
UuvpFTQ = Umin,temp = 80% Un/√3
Delay time for Fault Ride Through:
0.500 s ≤ tdFRT ≤ 5 s
Step width:
0.010 s
Default value:
tdFRT = 5 s
u
Umax,temp
Umax
Un
Umin
Umin,temp
Example:
uuzpm
0
0
Fault occurrance
tdFRT
tdFRT+ 60s
t
The WT stays connected, if the voltage at the WT terminals during and after the fault remains
within the continuous red lines.
Outside of the areas marked with red lines the WT is disconnected. The blue area is not
possible with the configuration FT. If grid studies show that the grid voltage at the PCC
recovers after a grid fault only above 80% Un, ENERCON recommends to equip the WT with
configuration FTQ to avoid WT tripping.
The limit tdFRT is an adjustable parameter with the setting range as given in chapter 5
VOLTAGE PROTECTION, where also detailed protection settings are given.
If the WT output power is less than 2.5% Pn the WT switches off.
For explanations of the used terms and abbreviations please refer to chapter 13 Glossary.
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The maximum number of grid events with ENERCON fault ride through is depending on the
temperature of the chopper resistor. The chopper resistor is temperature-controlled. The
rated energy to be dissipated by the chopper resistor is 20 MJ/h for the configuration FT and
22.5 MJ/h for the configuration FTQ.
In the hatched areas the WT feeds in no current (after 0.040 s for under-voltage, after
0.050 s for over-voltage), but stays in operation (“Zero Power Mode”, refer to chapter 8.2).
Short circuits in grids sensitive to stability can lead to stability loss. This may cause
ENERCON WTs to switch off. If the grid is sensitive to stability, ENERCON recommends
performing a stability analysis in the process of wind farm planning. The results of the
analysis may lead to other settings of the “Zero Power Mode”.
The characteristics of the voltage at the PCC especially during the fault might be very
different from those at the terminals of the individual WT. The voltage at the PCC has to be
monitored by a wind farm protection relay. However, the settings of the voltage protection of
the WT and the settings of the wind farm protection relay must be co-ordinated.
Maximum Short Circuit Current in all three phases for the configuration FT (even in
cases with unsymmetrical faults), not valid for the Zero Power Mode:
1. Ik“,maxFT :
2. IP maxFT :
3. Ib,maxFT :
4. Ik,maxFT :
4000 A
5657 A
4000 A
4000 A
(Maximum Initial Symmetrical Short Circuit Current)
(Maximum Peak Short Circuit Current: √2 * Ik“,max)
(Maximum Short Circuit Breaking Current)
(Maximum Steady State Short Circuit Current)
Maximum Short Circuit Current in all three phases for the configuration FTQ (even in
cases with unsymmetrical faults), not valid for the Zero Power Mode:
5. Ik“,maxFTQ :
6. IP maxFTQ :
7. Ib,maxFTQ :
8. Ik,maxFTQ :
4500 A
6364 A
4500 A
4500 A
(Maximum Initial Symmetrical Short Circuit Current)
(Maximum Peak Short Circuit Current: √2 * Ik“,max)
(Maximum Short Circuit Breaking Current)
(Maximum Steady State Short Circuit Current)
For further details and explanations concerning the short circuit currents please see the
document “Steady State Short Circuit Calculations” (available on request).
For explanations of the used terms and abbreviations please refer to chapter 13 Glossary.
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8.2
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Zero Power Mode
In the Zero Power Mode (ZPM) the WT feeds in no current, but stays galvanic connected to
the grid. There is also a possibility to open the power contactors.
If the voltage returns within tdFRT between Umin,temp and Umax,temp the WT resynchronises and
ramps in maximum possible power within 1 s.
8.2.1 Over-voltage Zero Power Mode
If over-voltage conditions prevail longer than the chosen over-voltage protection and Fault
Ride Through settings (tdFRT) beneath the zero power mode limits the WT trips.
If the voltage rises above Uozpm1 or Uozpm2 but underneath over-voltage protection the WT
feeds in no current, but stays in operation (“Zero Power Mode”).
Over-voltage zero power mode limit 1:
Uozpm1 = 145% Un/√3
(fix value)
Delay time for over-voltage detection 1:
Tdozpm1 ≤ 0.005 s
(fix value)
Over-voltage zero power mode limit 2:
Uozpm2 = Umax, temp = 120% Un/√3
(fix value)
Delay time for over-voltage detection 2:
Tdozpm2 = 5 half periods
(fix value)
(50 Hz : 0.050 s)
(60 Hz : 0.042 s)
Delay time for end of Zero Power Mode:
0.500 s ≤ tdFRT ≤ 5 s
Step width:
0.010 s
Default value:
tdFRT = 5 s
U/Un
(adjustable)
2.00
1.95
1.90
1.85
fixed protection
values
1.80
1.75
1.70
1.65
1.60
1.55
1.50
1.45
physical
voltage limit
of the WT
1.40
1.35
1.30
1.25
1.20
1.15
1.10
1.05
1.00
0.001
grey area: fixed areas for ZPM
area for possible FRT/ZPM setting
example for FRT settings
0.010
t dFRT= 0.500…5 s
0.100
1.000
10.000
100.000
time [s]
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8.2.2 Under-voltage Zero Power Mode
If under-voltage conditions prevail longer than the chosen Fault Ride Through settings (tdFRT)
beneath the Zero Power Mode limits the WT trips.
If the voltage decreases under uuzpm at the reference point the WT detects this within 0.040 s
and feeds in no current, but stays in operation (“Zero Power Mode”).
Under-voltage Zero Power Mode limit
for configuration FT:
Step width:
0% Un/√3 ≤ uuzpmFT ≤ 90% Un/√3
Default value:
uuzpm = 15% Un/√3
Delay time for under-voltage detection:
Tduzpm = 0.040 s
(adjustable)
1V
(fix value)
Under-voltage Zero Power Mode diagram for the configuration FT
U/Un
1.1
hatched area: max. range of setting uuzpm
hatched area: max. range of setting tdFRT
example for Zero Power Mode setting
example for Fault Ride Through setting
1.0
0.9
0.8
fixed protection
values
0.7
0.6
0.5
0.4
√3
u uzpm = 0 … 90 %Un/√
t dFRT = 0.500 ...5 s
0.3
0.2
0.1
0.0
0.010
0.100
1.000
10.000
100.000
time [s]
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Under-voltage Zero Power Mode limit
for configuration FTQ:
0% Un/√3 ≤ uuzpmFTQ ≤ 80% Un/√3
Step width:
1V
Default value:
uuzpm = 15% Un/√3
Delay time for under-voltage detection:
Tduzpm = 0.040 s
Page
(adjustable)
(fix value)
Under-voltage Zero Power Mode diagram for the configuration FTQ
U/Un
1.1
hatched area: max. range of setting uuzpm
hatched area: max. range of setting tdFRT
example for Zero Power Mode setting
example for Fault Ride Through setting
1.0
0.9
0.8
fixed protection
values
0.7
0.6
0.5
0.4
√3
u uzpm = 0 … 80 %Un/√
t dFRT = 0.500 ...5 s
0.3
0.2
0.1
0.0
0.010
0.100
1.000
10.000
100.000
time [s]
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9. POWER RAMPS
9.1
Active Power Ramp-up
Normal start power gradient:
maximum value:
minimum value:
default setting value
dP/dt start,max =
dP/dt start,min =
dP/dt start =
Power gradient after loss of voltage:
dP/dt power, max =
maximum value:
dP/dt power, min =
minimum value:
dP/dt power =
default setting value
Operating power gradient:
maximum value:
minimum value:
default setting value
9.2
kW/s
kW/s
kW/s
=
=
=
470
7.8
104
%/min
%/min
%/min
40
3
40
kW/s
kW/s
kW/s
=
=
=
104
7.8
104
%/min
%/min
%/min
400
5
120
kW/s
kW/s
kW/s
=
=
=
1043
13
313
%/min
%/min
%/min
Active Power Ramp-down
Intervention of grid operator:
9.3
dP/dt oper,max =
dP/dt oper,min =
dP/dt oper =
180
3
40
The active power output may be limited via ENERCON
PDI1. After a WT has received the signal to reduce the
active power output the new value is reached within a
time not longer than 10 seconds.
Communication delay from ENERCON PDI via SCADA to
the WT is not included, and depends on the configuration
in the wind farm.
Reactive Power Ramp
Maximum phase angle gradient value during normal operation from maximum export to
maximum import/ maximum import to maximum export: T = 0.300 s
1
See ENERCON Process Data Interface documentation
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10.
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POWER-FREQUENCY CONTROL
In over-frequency grid situations the active power output can be reduced by using the
implemented power-down ramp. It can be chosen between a “static” or a “dynamic” reduction
of the active power due to over-frequency.
Moreover the ramping down can be related to the actual active power. This leads to an
immediate ramping down when the frequency limit is exceeded. Alternatively the ramping
down can be related to the rated active power, which may lead to a delayed ramping down,
in case the actual active power is below the rated active power.
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10.1 “Static” Power-frequency control
The active power is ramped down related to the current frequency. The frequency limit
values can be set within the range from 50.0 Hz ≤ f limit ≤ 55.0 Hz (or in 60 Hz systems from
60.0 Hz ≤ flimit ≤ 65.0 Hz).
Active Power
Pactual or
1.25
Pn
Example for Power-Frequency Setting
PRamp down 11
PRamp down0.752
0.5
PRamp down0.253
0
0
Setting
Pactual =
fn5
flimit2
15
10
flimit1
20
25
flimit3
frequency
Default
value
Description
Minimum
setting value
Maximum
setting value
-
-
-
-
50.5 Hz /
60.5 Hz
50.0 Hz /
60.0 Hz
54.8 Hz /
64.8 Hz (must
be 0.1 Hz lower
than flimit2)
50%
5%
100%
51.0 Hz /
61.0 Hz
50.1 Hz /
60.1 Hz
(must be 0.1 Hz
higher than flimit)
54.9 Hz /
64.9 Hz
(must be 0.1 Hz
lower than flimit3)
0%
95 %
(100 % - setting
ramp down 2)
Active power according to present
wind conditions and power curve
of WT
Pn =
Rated Active power of the WT
f limit =
Over-frequency limit for start of
ramp down
Pactual
Ramp down 2= Reduction of the active power
(in %) related to Pactual or Pn
between f limit and f limit2
f limit2 =
Over-frequency limit for second
value of ramp down
Ramp down 3= Reduction of the active power
(in %) related to Pactual or Pn
between f limit2 and f limit3
f limit3 =
Over-frequency limit for third value
of ramp down
5%
51.5 Hz /
61.5 Hz
50.2 Hz /
60.2 Hz
(must be 0.1 Hz
higher than flimit2)
55.0 Hz /
65.0 Hz
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10.2 “Dynamic” Power-frequency control
The active power is ramped down over the time, once a frequency limit has been exceeded.
The frequency limit value can be set within the range from 50.0 Hz ≤ f limit ≤ 54.9 Hz (or in
60 Hz systems from 60.0 Hz ≤ f limit ≤ 64.9 Hz).
In case the frequency rises again above the frequency limit, the active power is ramped up
again, with the same gradient as previously ramped down (sufficient wind speed assumed)
Active Power
Pactual or
1.25
Pn
Dynamic Power
PRamp down 1
0.75
0.5
0.25
0
0
Setting
Pactual =
5
10
flimit
15
Description
Default value
Active power according to
present wind conditions and
power curve of WT
Pactual
20
time/s
25
Minimum
setting value
Maximum
setting value
-
-
-
-
Pn =
Rated Active power of the
WT
f limit =
Over-frequency limit for
start of ramp down
50.5 Hz /
60.5 Hz
50.0 Hz /
60.0 Hz
54.9 Hz /
64.9 Hz
Ramp
down =
Reduction of the active
power
related to Pactual or Pn
5 %/s
5 %/s
25 %/s
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11. CONSUMPTION OF AUXILIARY SUPPLY
Active Power:
Reactive Power:
P aux max 10 min = 10 kW
Q aux max 10 min = 3.5 kVAr
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12. REFERENCE POINT
location
wiring symbol
designation
synchronous generator
GS
nacelle
3
3
WT Configuration
excitation controller
rectifier
2
tower
tower cable
chopper 1-7/8
tower
basement
power cabinet 1-7/8
(consist of dc link,
inverter, output filter)
Project Configuration
3
o
3
fused loadbreak switch
or power circuit breaker
o
reference
point
reference point
inside or
outdoor at
tower
basement
transformer
3
disconnecting switch
o
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13. GLOSSARY
Export of reactive power
According to Standard IEC 60034-3, export of reactive power is like from an
overexcited synchronous machine
fn
Nominal grid frequency according to Standard IEC 61400-21, 7.1.1
Ik,max ; Ib,max ; Ik“,max ;
Imax ; IP max
See chapter 8
Import of reactive power
According to Standard IEC 60034-3, import of reactive power is like from an
underexcited synchronous machine
Maximum Apparent
Power (Smax)
Maximum Apparent Power of the WT:
PCC
Point of Common Coupling:
Apparent power related to the maximum active and reactive power (compare
reactive power capabilities).
According to Standard IEC 61400-21, 3.10 this is: Point of a power supply
network, electrically nearest to a particular load, at which other loads are, or
may be, connected.
Rated Active Power
(Pn)
Rated Active Power output of the WT:
Rated Apparent Power
(Sn)
Rated Apparent Power of the WT:
According to IEC 61400-21, 3.14 this is: Maximum continuous electric output
power which a turbine is designed to achieve under normal operating
conditions.
According to IEC 61400-21 this is: Apparent power from the wind turbine
while operating at rated power and nominal voltage and frequency
2
2
(Sr=√(Pn +Qn )). Annotation ENERCON: In this data sheet Sn is related to
reactive power of 0.
Rated current
(In)
Rated current of the WT:
SG
Synchronous generator
Switch-off time
The switch-off time is the time the power contactor needs to open or close the
contact.
Temporary operation
The operation at over- or under-voltage situations may cause high stress for
the inverters. Due to internal WT protection of the devices the operation at
over- or under-voltage condition is time limited.
Tripping
When the WT trips the WT opens the power contactors and the WT doesn’t
stay in operation. The infeed of the current is zero.
According to Standard IEC 61400-21, 3.13 this is: Maximum continuous
electric output current which a wind turbine is designed to achieve under
normal operating conditions. Annotation ENERCON: The current at rated
active power and rated voltage at the terminals of the WT.
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DATA SHEET GRID PERFORMANCE
Umax Umax,temp Umin
Umin,temp Un
See chapter 5
Umax,temp Umin,temp
Temporary maximum voltage of the WT.
Page
24 of 24
A temporary operation is possible for up to 60 seconds. If the voltage is
continuously above the maximum value, see also chapter 8.
tdFRT tdovp4 Tdovp1 Tdovp2 tFRT See chapter 5
Tovp1 Tovp2 tovp4 Tpc Uovp1
Uovp2 Uovp3 Uovp4 UuvpT
WT
Wind Turbine:
According to IEC 61400-21, 3.21 this is: A system which converts kinetic wind
energy into electric energy.
WT terminals
Wind Turbine terminals:
According to IEC 61400-21, 3.22 this is: A point being a part of the WT and
identified by the WT supplier at which the WT may be connected to the power
system. Annotation ENERCON: This point is related to the reference
point on the low voltage side, see chapter 9.
Zero Power Mode
(ZPM)
In the Zero Power Mode the WT blocks the IGBTs, but stays in operation.
Current infeed to the grid is then zero. If the voltage returns within tdFRT
between Umin,temp and Umax,temp the WT resynchronises and ramps in
maximum possible power within 1 s.
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MBA / 17/04/2007
Revision/date:
2.73 / 17/04/2007
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Reference:
WRD-E-04_DSGP_E-70 E4_07-04-17-7023-71-FT-FTQ_rev2.73_eng-eng.doc
© ENERCON 2007
BOE núm. 254
Martes 24 octubre 2006
Domicilio social. Calle o plaza y número.
Localidad.
Código Postal.
Provincia.
Teléfono de contacto.
Dirección de correo electrónico.
Actividad Económica.
Domicilio centro de trabajo (sólo si es distinto del
domicilio social).
Datos del trabajador:
NIF/NIE.
Nombre.
Primer apellido.
Segundo apellido.
N.º Afiliación Seguridad Social.
Tipo de contrato.
Grupo de cotización.
Profesión.
Categoría.
N.º de ERE, en su caso.
Datos de Actividad:
Coeficiente de actividad a aplicar a los días de trabajo
efectivo para el cálculo del POC (para trabajadores de sistemas especiales de cotización).
Datos de los periodos de actividad:
Fecha inicio y fecha final.
Identificación, en su caso, de situaciones: vacaciones
y descansos; IT, maternidad; baja por fin de campaña;
excedencia.
MINISTERIO DE INDUSTRIA,
TURISMO Y COMERCIO
18485
RESOLUCIÓN de 4 de octubre de 2006, de la
Secretaría General de Energía, por la que se
aprueba el procedimiento de operación 12.3
Requisitos de respuesta frente a huecos de
tensión de las instalaciones eólicas.
Vista la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector
Eléctrico.
Visto el Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre,
por el que se organiza y regula el mercado de producción
de energía eléctrica.
Vista la propuesta realizada por el Operador del Sistema del procedimiento de operación del sistema, P.O.
12.3, de acuerdo con lo establecido en el artículo 31 del
Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, por el que se
organiza y regula el mercado de producción de energía
eléctrica.
Esta Secretaría General, previo informe de la Comisión Nacional de Energía, ha adoptado la presente resolución:
Primero.–Se aprueba el procedimiento de operación
P.O. 12.3 «Requisitos de respuesta frente a huecos de tensión de las instalaciones eólicas», que figura como anexo
de la presente resolución.
Segundo.–Al objeto de verificar el cumplimiento de los
requisitos especificados en este procedimiento de operación, se desarrollará un sistema de certificación de acuerdo
con lo previsto en el Real Decreto 2200/1995, de 28 de
diciembre, por el que se aprueba el Reglamento de la
Infraestructura para la Calidad y la Seguridad Industrial.
37017
Tercero.–La presente Resolución surtirá efectos el día
siguiente al de su publicación en el Boletín Oficial del
Estado.
Madrid, 4 de octubre de 2006.–El Secretario General
de Energía, Ignasi Nieto Magaldi.
ANEXO
P.O. 12.3. Requisitos de respuesta frente a huecos de tensión
de las instalaciones eólicas
1. Objeto.–El presente procedimiento de operación
establece los requisitos que han de cumplir las distintas
instalaciones de producción en régimen especial a efectos de garantizar la continuidad de suministro frente a
huecos de tensión, en cumplimiento de lo establecido en
la disposición adicional cuarta del Real Decreto 436/2004.
2. Ámbito de Aplicación.–Instalaciones de generación en régimen especial que utilicen la energía eólica
como fuente exclusiva de energía primaria (grupo b.2 del
Real Decreto 436/2004).
Este procedimiento se aplicará a los nuevos parques
eólicos que se conecten al sistema eléctrico y cuya fecha
de inscripción definitiva en el Registro administrativo de
instalaciones de producción de régimen especial, dependiente del Ministerio de Industria, Turismo y Comercio,
sea posterior a 1 de enero de 2007. El resto de instalaciones dispondrá de los periodos transitorios de adaptación
que en cada momento se establezcan en la legislación
vigente.
En el caso instalaciones existentes que por su configuración técnica les fuera imposible acreditar el cumplimiento de los requerimientos mínimos previstos en este
procedimiento de operación, sus titulares deberán presentar ante el Operador del Sistema, en el plazo transitorio que les corresponda, una memoria justificativa de
dicha imposibilidad técnica, impidiéndose con ello el
devengo del incentivo económico.
3. Definiciones.–Punto de conexión a red: Nudo de la
Red de Transporte o de la Red de Distribución donde se
evacua la producción de la instalación de generación.
Cortocircuito correctamente despejado: Se considera
que un cortocircuito en el sistema eléctrico ha sido correctamente despejado cuando la actuación de los sistemas
de protección ha sido acorde con los criterios establecidos en el procedimiento de operación 11.1 «Criterios
generales de protección de la red gestionada».
Periodo de falta: Tiempo comprendido entre el inicio
de un cortocircuito –con caída de la tensión por debajo de
0,85 p.u.– en el sistema eléctrico y el instante en el que
dicho cortocircuito es despejado por la actuación de los
sistemas de protección previstos a estos efectos.
Hueco de Tensión: Un hueco de tensión es una disminución brusca de la tensión seguida de su restablecimiento después de un corto lapso de tiempo. Por convenio, un hueco de tensión dura de 10 ms a 1 minuto.
Periodo de recuperación de tensión posterior al despeje de la falta: Tiempo comprendido entre el instante de
despeje de la falta y el instante en el que la tensión en el
punto de conexión a red pasa a estar de nuevo comprendida dentro de los límites admisibles de variación establecidos para la operación normal del sistema eléctrico e
indicados en el procedimiento de operación 1.4 «Condiciones de entrega de la energía en los puntos frontera de
la red gestionada por el operador del sistema» o se
alcanza el límite de tiempo establecido en la figura 4.1.
4. Respuesta frente a cortocircuitos.–El titular de la
instalación deberá adoptar las medidas de diseño y/o control necesarias para que todas las instalaciones de generación bajo su titularidad que estén incluidas en el ámbito
de aplicación del presente procedimiento, se mantengan
acopladas al sistema eléctrico, sin sufrir desconexión por
causa de los huecos de tensión directamente asociados a
37018
Martes 24 octubre 2006
la existencia de cortocircuitos correctamente despejados
que puedan presentarse en el sistema eléctrico.
La propia instalación de producción y todos sus componentes deberán ser capaces de soportar sin desconexión huecos de tensión, en el punto de conexión a red,
producidos por cortocircuitos trifásicos, bifásicos a tierra
o monofásicos, con los perfiles de magnitud y duración
indicados en la figura 4.1. Es decir, no se producirá la desconexión de la instalación para huecos de tensión en el
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punto de conexión a red incluidos en el área sombreada
de la mencionada figura 4.1.
En el caso de cortocircuitos bifásicos aislados de tierra, el área sombreada de hueco de tensión en la que no
se deberá producir la desconexión de la instalación será
de forma semejante a la de la figura 4.1, pero estando
situado el valor del límite inferior de tensión en 0,6 pu, en
lugar de en 0,2 pu.
punto de comienzo de
la perturbación
Tensión (pu)
1
0,95 pu
0,8
despeje de la falta
0,2
duración de la falta
0
0,5
1
Figura 4.1 Curva tensión-tiempo1 que define el área
del «hueco de tensión» en el punto de conexión a red que
debe ser soportado por la instalación. Tensión fase-tierra
correspondiente a las fases en falta.
1
Tensión por unidad: valor en tanto por uno respecto de la tensión
nominal del Sistema.
Los tiempos de recuperación del sistema eléctrico
representado en la figura 4.1, se verifican, con carácter
general, para una producción de origen eólico inferior al
5% de la potencia de cortocircuito en el punto de conexión.
En el caso de aumentarse esta limitación de producción
eólica, la curva de la figura 4.1 deberá modificarse de tal
forma que las instalaciones de generación eólica soporten
huecos de tensión de mayor profundidad.
4.1 Faltas equilibradas (trifásicas): Tanto durante el
periodo de mantenimiento de la falta, como durante el
periodo de recuperación de tensión posterior al despeje de
la misma, no podrá existir en el punto de conexión a la red,
consumo de potencia reactiva por parte de la instalación.
No obstante lo anterior, se admiten consumos puntuales de potencia reactiva durante los 150 ms inmediatamente posteriores al inicio de la falta y los 150 ms inmediatamente posteriores al despeje de la misma, y ello, siempre
y cuando se cumplan las siguientes condiciones:
Durante un periodo de 150 ms desde que se produce la
falta, el consumo neto de potencia reactiva de la instala-
15
Tiempo (seg.)
ción, en cada ciclo (20 ms), no deberá ser superior al 60%
de su potencia nominal registrada.
Durante los primeros 150 ms desde que se despeja la
falta, el consumo neto de energía reactiva no deberá ser
superior al 60% de su potencia nominal y el consumo neto
de intensidad reactiva de la instalación, en cada ciclo (20
ms), no deberá ser superior a 1,5 veces la intensidad
correspondiente a su potencia nominal registrada.
De forma paralela, tanto durante el periodo de mantenimiento de la falta, como durante el periodo de recuperación de tensión posterior al despeje de la misma, no podrá
existir en el punto de conexión a la red, consumo de potencia activa por parte de la instalación.
No obstante lo anterior, en este caso se admite también
la existencia de consumos puntuales de potencia activa
durante los 150 ms inmediatamente posteriores al inicio de
la falta y los 150 ms inmediatamente posteriores al despeje
de la misma. Adicionalmente se permiten consumos de
potencia activa durante el resto de la falta, siempre que no
sean superiores al 10% de su potencia nominal registrada.
Tanto durante el periodo de falta como durante el
periodo de recuperación de tensión posterior al despeje de
la misma, la instalación deberá aportar al sistema eléctrico
la máxima intensidad posible (Itotal).
Esta aportación de intensidad por parte de la instalación al sistema eléctrico se efectuará de forma que el punto
de funcionamiento de la instalación se localice dentro del
área sombreada en la figura 4.2, antes de transcurridos 150
ms desde el inicio de la falta o desde el instante de despeje
de la falta. Así, para tensiones inferiores a 0,85 pu, en el
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punto de conexión a red, la instalación deberá generar
potencia reactiva, mientras que para tensiones comprendidas entre 0,85 pu y el valor de la tensión mínima admisible
para la operación normal del sistema eléctrico, la instala-
Ireactiva / Itotal (pu)
37019
ción no deberá consumir potencia reactiva. Para valores de
tensión superiores a la tensión mínima admisible en operación normal aplicará lo establecido en los procedimientos
de operación para dicha operación normal.
falta y recuperación
operación normal1
1
0,9
Generación de
reactiva
0
0,5
0,85
Consumo de
reactiva
Figura 4.2 Área de funcionamiento admisible durante
los periodos de falta y de recuperación de tensión, en función de la tensión en el punto de conexión a red.
1
De acuerdo con el procedimiento de operación 1.4 «Condiciones
de entrega de la energía en los puntos frontera de la red gestionada por
el operador del sistema».
4.2 Faltas desequilibradas (monofásicas y bifásicas):
Tanto durante el periodo de mantenimiento de la falta,
como durante el periodo de recuperación de tensión posterior al despeje de la misma, no podrá existir en el punto
de conexión a la red, consumo de potencia reactiva por
parte de la instalación.
No obstante lo anterior, se admiten consumos puntuales de potencia reactiva durante los 150 ms inmediatamente posteriores al inicio de la falta y los 150 ms inmediatamente posteriores al despeje de la misma. Adicionalmente
se permiten consumos transitorios durante el resto de la
falta siempre que se cumplan las siguientes condiciones:
El consumo neto de energía reactiva2 de la instalación
no deberá ser superior a la energía reactiva equivalente al
40% de la potencia nominal registrada de la instalación
durante un periodo de 100 ms.
El consumo neto de potencia reactiva de la instalación, en cada ciclo (20 ms), no deberá ser superior al 40%
de su potencia nominal registrada.
2
Los consumos referidos corresponden al total acumulado de las
tres fases.
Tensión en
el punto de
conexión a
la red (pu)
De forma paralela, tanto durante el periodo de mantenimiento de la falta, como durante el periodo de recuperación de tensión posterior al despeje de la misma, no
podrá existir en el punto de conexión a la red, consumo
de potencia activa por parte de la instalación.
No obstante lo anterior, en este caso se admite igualmente la existencia de consumos puntuales de potencia
activa durante los 150 ms inmediatamente posteriores al
inicio de la falta y los 150 ms inmediatamente posteriores
al despeje de la misma.
Durante el resto del periodo de mantenimiento de la
falta, se admiten consumos de potencia activa, siempre y
cuando se cumplan las siguientes condiciones:
El consumo neto de energía activa3 no deberá ser
superior a la energía activa equivalente al 45% de la
potencia nominal registrada de la instalación durante un
periodo de 100 ms.
El consumo de potencia activa, en cada ciclo (20 ms),
no deberá ser superior al 30% de su potencia nominal
registrada.
Las instalaciones existentes a la fecha de inicio de
aplicación de este procedimiento estarán exentas del
cumplimiento de los requisitos relativos a los consumos
de potencia activa y reactiva durante faltas desequilibradas, establecidos en este apartado 4.2, salvo en el caso de
que en la instalación se lleven a cabo importantes actuaciones de renovación y mejora.
3
Los consumos referidos corresponden al total acumulado de las
tres fases.
PROCEDIMIENTO DE VERIFICACION, VALIDACION Y
CERTIFICACION DE LOS REQUISITOS DEL PO 12.3 SOBRE LA
RESPUESTA DE LAS INSTALACIONES EÓLICAS ANTE
HUECOS DE TENSIÓN
VERSIÓN Enero de 2007
ÍNDICE
1.
OBJETO............................................................................................................................. 3
2.
CAMPO DE APLICACIÓN ................................................................................................. 3
3.
DEFINICIONES Y ABREVIATURAS .................................................................................. 3
4.
PROCEDIMIENTO DE VERIFICACIÓN............................................................................. 3
4.1. PROCESO GENERAL DE VERIFICACION.................................................................. 3
4.2. PROCESO PARTICULAR DE VERIFICACIÓN ............................................................. 3
4.3. AEROGENERADOR TIPO ............................................................................................ 3
4.4. PARQUE EÓLICO TIPO ................................................................................................ 3
5.
FUNCIONES DE LOS COMITÉS TÉCNICOS.................................................................... 3
5.1. EL COMITÉ TECNICO DE VERIFICACION .................................................................. 3
5.2. EL CERTIFICADOR: FUNCIONES................................................................................ 3
5.2.1.
El Comité Técnico de Certificación (CTC) - Secretaría Técnica ........................ 3
6.
PROCESO DE ENSAYO ................................................................................................... 3
Eliminado: 4
Eliminado: 4
Eliminado: 5
Eliminado: 10
Eliminado: 12
Eliminado: 14
Eliminado: 14
Eliminado: 15
Eliminado: 17
Eliminado: 17
Eliminado: 18
Eliminado: 19
Eliminado: 20
6.1. EQUIPO DE ENSAYO ................................................................................................... 3
6.2. ENSAYO DE AEROGENERADORES ........................................................................... 3
6.2.1.
Condiciones del ensayo para validación de modelo.......................................... 3
6.2.2.
Condiciones de ensayo para cumplimiento directo del P.O.12.3. Proceso
Particular. 3
6.3. ENSAYO DE FACTS ..................................................................................................... 3
7.
PROCESO DE VALIDACIÓN DE MODELOS .................................................................... 3
Eliminado: 20
7.1. MODELO DE AEROGENERADOR .............................................................................. 3
7.2. MODELO DE FACTS..................................................................................................... 3
7.3. CRITERIOS DE VERIFICACION ................................................................................... 3
8.
PROCESO DE SIMULACIÓN DE PARQUES EÓLICOS ................................................... 3
Eliminado: 27
Eliminado: 22
Eliminado: 23
Eliminado: 24
Eliminado: 26
Eliminado: 27
Eliminado: 27
Eliminado: 28
Eliminado: 29
8.1. TOPOLOGÍA DEL SISTEMA ELÉCTRICO .................................................................... 3
8.1.1.
Parque eólico y dispositivos FACTS ................................................................. 3
8.1.2.
Transformador MT/AT ....................................................................................... 3
8.1.3.
Línea de evacuación ......................................................................................... 3
8.2. RED ELÉCTRICA EQUIVALENTE ................................................................................ 3
8.2.1.
Datos de los nudos y elementos pasivos del equivalente de red ...................... 3
8.2.2.
Datos de los generadores síncronos y su sistema de excitación ...................... 3
8.2.3.
Potencias de carga ........................................................................................... 3
8.2.4.
Reactancia de falta ........................................................................................... 3
8.3. EVALUACIÓN DE LA RESPUESTA ANTE HUECOS DE TENSIÓN PARA
SIMULACIÓN ......................................................................................................................... 3
9.
TÉCNICAS DE MEDIDA .................................................................................................... 3
9.1. CARACTERIZACIÓN DE ZONAS DURANTE EL HUECO ............................................ 3
9.2. METODOLOGÍA DE CÁLCULO DE POTENCIAS ........................................................ 3
10. REFERENCIAS.................................................................................................................. 3
ANEXO I: MODELO DE INFORME ............................................................................................ 3
Eliminado: 29
Eliminado: 30
Eliminado: 30
Eliminado: 31
Eliminado: 31
Eliminado: 32
Eliminado: 33
Eliminado: 34
Eliminado: 35
Eliminado: 37
Eliminado: 39
Eliminado: 39
Eliminado: 41
Eliminado: 43
Eliminado: 44
Eliminado: procedimiento_verif
icacion_Ene07.doc
Eliminado: 08/01/2007
procedimiento_verificacion_Ene07(2).doc
2
15/09/2007
1. OBJETO
El objeto de este documento es proporcionar un procedimiento de medida y evaluación de la
respuesta de las instalaciones eólicas ante huecos de tensión. Este procedimiento debe
asegurar la uniformidad de los ensayos y simulaciones, la precisión en las medidas y la
evaluación de la respuesta de los parques eólicos ante huecos de tensión. Los requisitos de
respuesta ante huecos son los especificados en el Procedimiento de Operación 12.3.
2. CAMPO DE APLICACIÓN
Los huecos de tensión son caídas bruscas de la tensión causadas fundamentalmente por faltas
en la red. Los huecos de tensión son sucesos de naturaleza aleatoria y pueden caracterizarse
por la magnitud de la tensión durante el hueco y por su duración. Una falta, además, puede
provocar un salto de fase en la onda de tensión. Por tanto, pueden especificarse diferentes
tipos de huecos para evaluar la respuesta de una instalación eólica.
Este documento comprende:
•
Los procesos de ensayo y medida de la respuesta individual de un aerogenerador o
dispositivo FACTS ante huecos de tensión.
•
Los procesos de validación de modelos informáticos de aerogeneradores o dispositivos
FACTS en base a las medidas registradas en los ensayos en campo.
•
Los procesos de verificación de la conformidad de las instalaciones eólicas con los
requisitos de respuesta indicados en el Procedimiento de Operación 12.3.
Los informes correspondientes a cada uno de los procesos indicados anteriormente, sólo
podrán ser emitidos por laboratorios o entidades acreditadas conforme a la normativa ISO/IEC
17025.
Estos informes verificados serán la base técnica que permitirá al Ministerio de Industria Turismo
y Comercio, o cualquier entidad en la que delegue, decidir si el propietario de una instalación
eólica puede percibir
el complemento que reconoce el Real Decreto 436/2004 en su
disposición adicional cuarta relativa a la continuidad de suministro frente a huecos de tensión.
Con objeto de supervisar y seguir el cumplimiento de este Procedimiento se
propone la
creación de un Comité Técnico de Verificación (CTV) cuyas funciones específicas se indican
en punto 5 de este documento.
Eliminado: procedimiento_verif
icacion_Ene07.doc
Eliminado: 08/01/2007
procedimiento_verificacion_Ene07(2).doc
3
15/09/2007
3. DEFINICIONES Y ABREVIATURAS
En este documento se aplican las siguientes definiciones:
aerogenerador: sistema de conversión de la energía cinética del viento en energía eléctrica.
Nota – el aerogenerador incluye la turbina eólica, el sistema de transmisión mecánica, el
generador eléctrico, el sistema de control y todos los sistemas de potencia de que conste (que
puede incluir convertidores electrónicos, sistemas de compensación de reactiva, transformador,
etc.).
bornes del aerogenerador: punto del aerogenerador identificado por el suministrador como el
punto para conectar el aerogenerador al sistema colector de potencia (IEC 61400-21).
certificador: entidad pública o privada, con personalidad jurídica propia, que se constituye con
la finalidad de establecer la conformidad, solicitada con carácter voluntario, de una determinada
empresa, producto, proceso, servicio o persona a los requisitos definidos en normas o
especificaciones técnicas, de acuerdo al Real Decreto 2200/1995.
comité técnico de certificación: agrupación de representantes del Ministerio de Industria,
Turismo y Comercio (MITYC) , certificador y agentes que participan en la ejecución y operación
de proyectos eólicos y cuya misión es asistir al certificador en las el desarrollo de la funciones
del mismo..
comité técnico de verificación: agrupación de representantes de los diferentes agentes que
participan la ejecución y operación de proyectos eólicos y cuya misión es supervisar y seguir el
cumplimiento del presente procedimiento.
componente fundamental: componente cuya frecuencia es la fundamental (IEC 61000-4-30).
configuración de parque: características eléctricas del parque que definen su comportamiento
dentro de la red. Se incluyen los aerogeneradores, las líneas (aéreas o subterráneas), los
transformadores y cualquier otro elemento que tenga influencia sobre el comportamiento
eléctrico del parque.
continuidad de suministro de un aerogenerador durante un hueco de tensión: capacidad
de un aerogenerador de permanecer acoplado al Sistema Eléctrico durante un hueco de
tensión, cumpliendo el Procedimiento de Operación 12.3.
corriente nominal de un aerogenerador (In A): corriente de línea del aerogenerador cuando
el aerogenerador funciona a la potencia nominal con tensión y frecuencia nominal.
procedimiento_verificacion_Ene07(2).doc
4
Eliminado: procedimiento_verif
icacion_Ene07.doc
Eliminado: 08/01/2007
15/09/2007
corriente reactiva de un aerogenerador: corriente reactiva neta (Ir A) obtenida cada periodo
como:
I r = I + ⋅ sen(ϕ )
Donde:
I+ es el módulo de la componente fundamental de secuencia positiva de la corriente en (A)
ϕ ángulo existente entre la componente fundamental de secuencia positiva de la tensión y de
corriente en (rad)
corriente total: corriente neta Itot (A) obtenida cada periodo como:
I tot = I +
donde:
I+ es el módulo de la componente fundamental de secuencia positiva de la corriente en (A)
dispositivo FACTS (Flexible AC Transmission Systems):
Sistema basado en dispositivos de electrónica de potencia y otros dispositivos estáticos cuya
finalidad es mejorar el control de los sistemas eléctricos de transporte en corriente alterna y
mejorar su capacidad de transmisión de potencia. Este dispositivo puede emplearse para
compensar los efectos de los huecos de tensión en las instalaciones eléctricas. En este
documento se emplea este término para designar un equipo electrónico instalado en un
aerogenerador, parque, o en el punto de la conexión a la red de un parque.
Nota – para este fin pueden encontrarse en el mercado diferentes soluciones, como por
ejemplo, restauradores dinámicos de tensión (DVR), compensadores síncronos estáticos
(STATCOM), compensadores de potencia reactiva estáticos (SVC), etc.
duración de hueco: en un sistema trifásico un hueco comienza cuando la tensión Uef(1/4) de
una de las fases cae por debajo del umbral de hueco y se termina cuando la tensión Uef(1/4) en
todos los canales medidos es igual o superior al umbral de hueco (IEC 61000-4-30).
energía activa neta: energía activa obtenida a partir de la integración numérica de la potencia
activa en un período de tiempo dado (kW *s).
energía reactiva neta: energía reactiva obtenida a partir de la integración numérica de la
potencia reactiva en un período de tiempo dado (Kvar*s)
hueco de tensión: reducción temporal de la tensión en un punto de la red de energía eléctrica
por debajo del umbral de hueco (IEC 61000-4-30).
Eliminado: procedimiento_verif
icacion_Ene07.doc
Eliminado: 08/01/2007
procedimiento_verificacion_Ene07(2).doc
5
15/09/2007
Nota 1: Típicamente, un hueco está asociado a la ocurrencia y terminación de un cortocircuito
en la red.
Nota 2: Un hueco de tensión es una perturbación electromagnética caracterizada por dos
parámetros, la tensión y duración del hueco. Además, una falta puede producir un salto de fase
en la onda de tensión, pero su caracterización es más compleja porque depende de la relación
entre el ángulo de la impedancia de red y el ángulo de la impedancia de la falta.
laboratorio acreditado: entidad que disponga de acreditación de acuerdo a la norma UNE EN
ISO/IEC 17025, para la realización de ensayos en campo de aerogeneradores y/o FACTS,
concedida por ENAC o por cualquier otro acreditador con el que ENAC tenga firmado un
acuerdo de reconocimiento mutuo. Esta acreditación podría extenderse para la realización de
las correspondientes simulaciones por parte del mismo laboratorio.
laboratorio avalado: institución que cumple con los requisitos fijados por el Certificador para la
realización únicamente de simulaciones de parques eólicos requeridas en este documento y
recibe el correspondiente aval por parte de este Certificador.
parque eólico: agrupación de varios aerogeneradores en un emplazamiento determinado con
un solo punto de conexión a la red eléctrica que disponga de autorización administrativa y
código de registro definitivo en el régimen especial.
Nota – un parque eólico está constituido por aerogeneradores, las líneas eléctricas que los
interconectan y la subestación transformadora para la conexión del parque eólico a una red de
transporte o distribución de energía eléctrica, con todos los sistemas de potencia de que conste
hasta el punto de conexión a red (transformadores, sistemas de compensación de reactiva,
FACTS, etc.).
potencia activa neta fundamental: potencia activa obtenida cada periodo como:
P = 3 ⋅ U + ⋅ I + ⋅ cos(ϕ )
donde:
U+ es el módulo de la componente fundamental de secuencia positiva de la tensión, en (V)
I
+
es el módulo de la componente fundamentalde secuencia positiva de la corriente en (A)
ϕ ángulo existente entre la componente fundamental de secuencia positiva de la tensión y de
corriente (rad)
Eliminado: procedimiento_verif
icacion_Ene07.doc
Eliminado: 08/01/2007
procedimiento_verificacion_Ene07(2).doc
6
15/09/2007
potencia aparente nominal de un aerogenerador: potencia aparente de un aerogenerador
(Sn MVA), cuando funciona a la potencia nominal con tensión y frecuencia nominal. (IEC
61400-21)
potencia reactiva nominal de un aerogenerador: potencia reactiva trifásica (Qn MVAr)
cuando funciona a la potencia asignada con tensión y frecuencia nominal.
potencia reactiva neta fundamental: potencia reactiva obtenida cada periodo como:
Q = 3 ⋅ U + ⋅ I + ⋅ sen(ϕ )
donde:
U+ es el módulo de la componente fundamental de secuencia posita de la tensión, en (V)
I
+
es el módulo de la componente fundamental de secuencia positiva de la corriente en (A)
ϕ ángulo existente entre la componente fundamental de secuencia positiva de la tensión y de
corriente (rad)
potencia nominal registrada de un aerogenerador: potencia activa declarada (Pn MW) que
el aerogenerador puede suministrar en sus bornes en condiciones normales de funcionamiento.
promotor o empresa generadora: será la entidad jurídica propietaria de una instalación
eólica, o en quién delegue, que será sometida al proceso de verificación.,
punto de conexión a red: nudo de la Red de Transporte o de la Red de Distribución donde se
evacua la producción de la instalación de generación.
punto de ensayo: cualquier punto entre los bornes del elemento a ensayar y el punto de
conexión a la red, y que incluya el mismo o menor número de elementos equivalentes a los
contenidos en un parque eólico (transformador de subestación, transformador elevador del
elemento a ensayar, líneas de media y alta tensión)
sistema colector de potencia de un aerogenerador: sistema eléctrico que toma la energía
producida por un aerogenerador y la suministra a una red de transporte o distribución de
energía eléctrica (IEC 61400-21).
tensión de referencia (Uref): umbral de tolerancia de Ures+3%, para garantizar que no existen
solapamientos entre las zonas definidas en el P.O.12.3., permitiendo determinar los consumos
de potencia activa y reactiva.
tensión eficaz actualizada cada cuarto de período (Uef(1/4)): valor de la tensión eficaz medida
en un período, y actualizada cada cuarto de ciclo (IEC 61000-4-30).
procedimiento_verificacion_Ene07(2).doc
7
Eliminado: procedimiento_verif
icacion_Ene07.doc
Eliminado: 08/01/2007
15/09/2007
tensión nominal de un aerogenerador (Un kV): tensión entre fases del aerogenerador en los
bornes por la que se designa o identifica (IEC 61000-4-30).
tensión residual de hueco Ures valor mínimo de la tensión Uef(1/4) registrado durante el hueco
(IEC 61000-4-30).
umbral de hueco: valor de tensión especificado para detectar el comienzo y final de hueco
(IEC 61000-4-30). Es este documento se especifica 0.85 p.u. como umbral de hueco.
ABREVIATURAS
AEG
Aerogenerador
AT, BT, MT
Alta Tensión, Baja Tensión, Media Tensión
CNE
Comisión Nacional de la Energía
CTC
Comité Técnico de Certificación
CTV
Comité Técnico de Verificación
PCR
Punto de Conexión a Red
PE
Punto de Ensayo
PO
Procedimiento de Operación
PVVC
Procedimiento de Verificación Validación y Certificación
REE
Red Eléctrica de España
SC
Sistema Colector de Energía
3φ , 2φ
Trifásico, Bifásico
MITYC
Ministerio de Industria, Turismo y Comercio
Eliminado: procedimiento_verif
icacion_Ene07.doc
Eliminado: 08/01/2007
procedimiento_verificacion_Ene07(2).doc
8
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4. PROCEDIMIENTO DE VERIFICACIÓN
El fin último de este procedimiento de verificación de las instalaciones eólicas frente a huecos
de tensión es confirmar el cumplimiento de las mismas con los requisitos de respuesta
especificados en el PO 12.3 del Sistema Eléctrico.
De forma general, durante el procedimiento se realizan las siguientes verificaciones de los
requisitos especificados:
-
Verificación que las instalaciones eólicas no se desconectan como consecuencia de
huecos de tensión en el punto de conexión a red asociados a cortocircuitos
correctamente despejados según la curva tensión tiempo indicada en el PO 12.3.
-
Verificación que los consumos de potencia y energía (activa y reactiva) en el punto de
conexión a red, para faltas equilibradas y desequilibradas, son iguales o inferiores a los
niveles marcados en el PO 12.3.
En la Figura 1 se muestra el diagrama de flujo del procedimiento de verificación, el cual puede
ser completado mediante la ejecución de dos procesos opcionales:
¾
Proceso General.
¾
Proceso Particular.
Eliminado: procedimiento_verif
icacion_Ene07.doc
Eliminado: 08/01/2007
procedimiento_verificacion_Ene07(2).doc
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Figura 1. Diagrama de flujo de las etapas del procedimiento de verificación.
El propietario del parque eólico a verificar podrá optar por el proceso general o el particular y en
el caso que sea necesario seguir el proceso general el fabricante está obligado a suministrar el
modelo validado, tanto para parque nuevo como existente.
En el caso de parques eólicos existentes, y si la tensión en bornes de los aerogeneradores es
superior al 85% de su tensión nominal durante el periodo de hueco, (debido a que se ha
incluido una solución en la subestación del parque eólico o en bornes de los aerogeneradores),
Eliminado: procedimiento_verif
icacion_Ene07.doc
Eliminado: 08/01/2007
procedimiento_verificacion_Ene07(2).doc
10
15/09/2007
se podrán representar los aerogeneradores mediante un modelo simplificado y validado
conforme se indica en el punto 8.3 de este documento.
4.1.
PROCESO GENERAL DE VERIFICACION
El proceso general de verificación consiste en verificar la no desconexión de la instalación
eólica y el cumplimiento de los requisitos establecidos en el PO 12.3, mediante la realización
de las siguientes acciones:
1. Ensayo del Aerogenerador y/o FACTS.
2. Simulación del Aerogenerador y/o FACTS
3. Simulación del Parque Eólico.
Como resultado de la ejecución satisfactoria de estas acciones se obtendrán los siguientes
informes:
(1) INFORME VERIFICADO DE ENSAYO
Incluye el ensayo en campo y las medidas correspondientes que permitan verificar la respuesta
de los aerogeneradores y FACTS durante un hueco de tensión.
Para el caso de FACTS podrían aceptarse ensayos en laboratorio, si el fabricante demuestra
que las condiciones son similares a las que puedan presentarse en campo, siempre y cuando
no exista la opinión contraria por parte del organismo de certificación.
Al finalizar esta etapa, se efectuará una verificación de los ensayos realizados y se emitirá EL
INFORME VERIFICADO DE ENSAYO (1) por parte del laboratorio acreditado con el formato
que se incluye en el ANEXO I. Para FACTS y en el caso de ensayos en laboratorio, los
resultados deberán ser asimismo, verificados y aceptados por un laboratorio acreditado.
(2) INFORME VERIFICADO DE VALIDACIÓN DE MODELOS
De acuerdo a los criterios de validación que se establecen posteriormente en este documento,
se procederá a la validación de un modelo de simulación cuya validez sea confirmada por las
medidas registradas y acreditadas en los ensayos. Los criterios de validación se establecen
comparando estas medidas con los resultados obtenidos de reproducir el ensayo mediante
simulación. Los criterios de validación se indican en el apartado 6 de este documento. Al
finalizar esta etapa se emitirá un INFORME VERIFICADO DE VALIDACIÓN DE MODELOS por
Eliminado: procedimiento_verif
icacion_Ene07.doc
parte del laboratorio avalado.
Eliminado: 08/01/2007
procedimiento_verificacion_Ene07(2).doc
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Este laboratorio podrá ser el mismo o diferente del que realizó los ensayos en campo, debiendo
en el primer caso estar acreditado por ENAC y en el segundo, seguir los procedimientos
específicos que se definan por parte del CTV. En el caso que ENAC acepte la acreditación de
validación de modelos a un determinado laboratorio esté tendrá inmediatamente la condición
de laboratorio avalado.
Los informes de verificado de validación de modelos se clasifican en los dos tipos siguientes:
- tipo 2.A para aerogeneradores
- tipo 2.B para FACTS
(3) INFORME VERIFICADO DE SIMULACIÓN DE PARQUES EÓLICOS
Los modelos de simulación de elementos dinámicos de la instalación (aerogeneradores y/o
FACTS), una vez hayan sido obtenidos sus informes de verificación, serán integrados dentro
de un modelo de simulación de parque eólico. Utilizando este modelo se realizará la simulación
de parque eólico evaluando la respuesta de la instalación en el punto de conexión a red según
se describe en el apartado 7. De los resultados de las simulaciones, el laboratorio avalado
emitirá un INFORME VERIFICADO DE LA INSTALACION EOLICA (3) con los requisitos
establecidos en el PO 12.3.
Eliminado: procedimiento_verif
icacion_Ene07.doc
Eliminado: 08/01/2007
procedimiento_verificacion_Ene07(2).doc
12
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4.2.
PROCESO PARTICULAR DE VERIFICACIÓN
Como alternativa al proceso general, será posible acceder a la verificación directa del parque
eólico, únicamente mediante la realización de los ensayos de los elementos dinámicos del
parque eólico y sin necesidad de realizar simulaciones informáticas. En este caso las
condiciones de ensayo en campo serán más severas que las que soportaría en caso de un
hueco de tensión en el punto de conexión a red conforme se indica en el P.O.12.3. y se
requiere en el Proceso General de Verificación.
Los requisitos que debe cumplir el aerogenerador durante el ensayo en campo para este
proceso particular se indican en el apartado 5.2.2 de este documento.
4.3.
AEROGENERADOR TIPO
Se define AEROGENERADOR TIPO como aquel que dispone del INFORME VERIFICADO DE
VALIDACIÓN DE MODELOS (apartado 4.1. (2.A)), tras los pertinentes ensayos y simulaciones.
Con el objeto de no tener que repetir los ensayos en campo, de aerogeneradores del mismo
fabricante, de características y componentes similares se define AEROGENERADOR
ASIMILADO A UN TIPO, como aquél que cumpla los siguientes requisitos:
Se aceptará dentro de la categoría de AEROGENERADOR TIPO aquellos que cumplan los
siguientes requisitos:
-
-
Generador eléctrico con las mismas especificaciones de diseño:
-
Potencia nominal ±20%.
-
Misma tipología1
-
Misma tensión de conexión estator (solo generadores asíncronos)
-
Relación de transformación ±20% (solo generadores asíncronos)
-
Mismo número de polos.
Convertidor(es) electrónico(s), en caso de que existan,
con el mismo hardware y
especificaciones para soportar huecos de tensión.
-
Tensión de cortocircuito porcentual del transformador, referida a la base de la potencia
asignada del aerogenerador, comprendida en un intervalo del ±20% del valor indicado en
La tipología de generador será: asíncrono de rotor devanado o rotor cortocircuitado, o bien síncrono de excitación
independiente o imanes permanentes.
1
procedimiento_verificacion_Ene07(2).doc
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Eliminado: procedimiento_verif
icacion_Ene07.doc
Eliminado: 08/01/2007
su placa de características. Este punto no será de aplicación en el caso de
aerogeneradores sin transformador de conexión al circuito de media tensión.
-
Sistema de compensación de las mismas características y tecnología, y cuya potencia
reactiva nominal sea igual o superior al del aerogenerador ensayado.
-
Potencia nominal registrada del aerogenerador (Pn MW) comprendida en un intervalo del
±20% del valor correspondiente al aerogenerador ensayado.
-
Software específico para cumplimiento de requisitos de continuidad de suministro y
huecos de tensión, incluido protecciones y control. Este software estará avalado por el
fabricante del aerogenerador.
En el caso de producirse alguna actualización en el software, que pueda afectar al código de
programación de
la respuesta ante huecos de tensión, el fabricante declarará dichas
modificaciones y verificará que las modificaciones realizadas no afectan al cumplimiento de la
solución ante huecos de tensión, debiendo aportar las simulaciones e información adicional que
considere oportuna. El certificador emitirá el informe correspondiente sobre la adecuación del
cambio propuesto al aerogenerador.
El INFORME VERIFICADO DEL ENSAYO (1) y el INFORME VERIFICADO DE VALIDACION
DE MODELOS (2.A) serán válidos para cualquier otro aerogenerador considerado dentro de su
categoría de tipo.
4.4.
PARQUE EÓLICO TIPO
La respuesta ante huecos de tensión de una buena parte de las instalaciones eólicas
conectadas en el Sistema Eléctrico Español es similar cuando éstas las componen
aerogeneradores de igual tecnología y las características eléctricas hasta el punto de conexión
cumplen una serie de requisitos comunes.
Se considera que una instalación eólica tiene la categoría de parque eólico tipo si dispone del
INFORME VERIFICADO DE LA INSTALACION EOLICA (apartado 4.1 (3)) mediante el proceso
general tras los pertinentes ensayos y simulaciones.
Con objeto de no tener que simular de forma innecesaria instalaciones similares a un
determinado parque eólico tipo, se aceptará como válida (y por tanto con INFORME
VERIFICADO DE LA INSTALACION EOLICA) toda instalación que se pueda declarar como
asimilada a un determinado parque eólico tipo. La recepción de este informe, por esta vía,
no habilita a dicha instalación eólica como parque eólico tipo, dado que no se han realizado
los pertinentes ensayos y simulaciones.
procedimiento_verificacion_Ene07(2).doc
Eliminado: procedimiento_verif
icacion_Ene07.doc
Eliminado: 08/01/2007
14
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La definición de instalación eólica asimilada a un determinado parque eólico tipo se
efectuará a propuesta del titular de las instalaciones eólicas que se quieran verificar, aceptada
previamente por el certificador, y deberá incluir al menos los siguientes datos:
- La impedancia de cortocircuito en valor normalizado2 de todos los elementos eléctricos
(transformadores y líneas) que se encuentren entre el lado de media tensión
de
la
instalación eólica y el punto de conexión a red.
- Grupo de conexión de los transformadores y régimen de neutro del sistema eléctrico entre el
lado de media tensión de la instalación eólica y el punto de conexión a red.
- Potencia nominal de los sistemas de compensación de reactiva en relación a la potencia
registrada de la instalación eólica.
- Aerogeneradores que componen el parque eólico tipo.
Los criterios de variación de los parámetros anteriores para los cuales una instalación eólica
pueda considerarse como asimilada a un parque eólico tipo, son los siguientes:
-
La impedancia de cortocircuito en valor normalizado3 del parque en un margen del ±20%
del valor definido para el parque tipo.
-
Grupo de conexión de los transformadores y régimen de neutro: el parque debe tener
iguales grupos de conexión y regímenes de neutro que los definidos en el parque tipo.
-
Potencia nominal de los sistemas de compensación de reactiva en relación a la potencia
registrada mayor o igual que la del parque tipo.
-
Las cantidades relativas4 de aerogeneradores del mismo tipo, o asimilados a este tipo,
deben ser idénticas a las del parque tipo.
Será el certificador el encargado de verificar que cada nuevo parque del mismo propietario
entra dentro de alguna de las configuraciones de parque eólico tipo definidas por el mismo
El INFORME VERIFICADO DE LA INSTALACION EOLICA (3), en la categoría de parque
eólico tipo, sólo será válido para instalaciones que cumplan los siguientes requisitos:
- Los aerogeneradores y/o FACTS dispondrán de INFORME VERIFICADO DE ENSAYO (1).
Asimismo, será necesario que los aerogeneradores dispongan de informe verificado de
2
Se tomará como valores base la potencia nominal de la instalación eólica y el nivel de tensión del punto de conexión a
red
Se tomará como valores base la potencia nominal de la instalación eólica y el nivel de tensión del punto de conexión a
red
4
Se entenderá por cantidad relativa el cociente entre el número de aerogeneradores de mismo tipo (o asimilados a
tipo) con respecto al número de aerogeneradores totales del parque eólico
3
procedimiento_verificacion_Ene07(2).doc
15
15/09/2007
Eliminado: procedimiento_verif
icacion_Ene07.doc
Eliminado: 08/01/2007
validación de modelo (2.A). Los dispositivos FACTS deberán disponer de informe verificado
de validación de modelo (2.B.)
- Las características eléctricas están dentro de las tolerancias y especificaciones indicadas en
la definición de parque eólico tipo.
La simulación del parque eólico tipo se realizará una sola vez y se efectuará con las
características y topología indicadas por el titular de las instalaciones que se quieran verificar
utilizando los modelos validados de todos los elementos dinámicos de la instalación
(aerogeneradores y/o FACTS).
Todas aquellas instalaciones que cumplan los requisitos anteriores dispondrán directamente de
un informe verificado de simulación de parque sin necesidad de simulaciones adicionales.
Aquellas instalaciones que no se encuentren dentro de ninguna categoría de parque eólico
tipo deberán realizar en cada caso una simulación particular de la instalación eólica.
5. FUNCIONES DE LOS COMITÉS TÉCNICOS
5.1.
EL COMITÉ TECNICO DE VERIFICACION
Se creará una entidad específica, denominada COMITÉ TECNICO DE VERIFICACIÓN (CTV),
que supervisará el cumplimiento de este PVVC y tomará decisiones y propondrá mecanismos
correctores adecuados, en aquellos temas específicos que se mencionan en el mismo. Con
carácter general el CTV se constituirá y regirá por los estatutos que se elaborarán a tal efecto
En él participarán todos los representantes del sector eólico: Operador del Sistema eléctrico,
REE; fabricantes de aerogeneradores y FACTS,
promotores de instalaciones eólicas y
laboratorios de ensayo.
De forma general, las funciones de este CTV serán al menos las siguientes:
-
Seguir la correcta aplicación de este PVVC
-
Arbitrar en caso de discrepancias y en base a informes elaborados específicamente.
Estas se concretan en:
(1)
Proponer los criterios para la validación de los laboratorios que emiten los INFORMES
VERIFICADOS DE MODELOS (2), en caso de que esta función no pueda ser realizada
por ENAC, y los laboratorios que emiten los INFORMES VERIFICADOS DE
VALIDACIÓN DE LOS PARQUES (3).
Eliminado: procedimiento_verif
icacion_Ene07.doc
Eliminado: 08/01/2007
procedimiento_verificacion_Ene07(2).doc
16
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(2)
Incluir las modificaciones pertinentes del presente PVVC de acuerdo a los resultados
obtenidos. Una vez modificado deberá ser remitido a la Subdirección General de Energía
de Eléctrica del Ministerio de Industria, Turismo y Comercio.
(3)
Asistir al Comité Técnico de Certificación en el desarrollo de las funciones del mismo y de
forma más concreta, dirimir discrepancias en base a informes (en la medida de lo posible
anónimos
y
confidenciales),
sobre
modificaciones
a
tipos
establecidos
de
aerogeneradores, FACTS y parques.
Los estatutos para el funcionamiento específico de este CTV determinará con mayor precisión
la operativa interna, la emisión de informes y la elección de los representantes.
5.2.
EL CERTIFICADOR: FUNCIONES
El certificador tiene la tarea de comprobar que los documentos anteriormente mencionados
para verificar y validar el cumplimiento por parte de una instalación eólico de los requisitos del
P.O. 12.3, cumplen con lo establecido en este documento y en ese caso certificarlo. En caso
contrario deberá emitir un informe especificando las razones por las cuales el parque no
cumple los requisitos.
El certificador firmará un acuerdo con el peticionario en el que se establecerán las
contraprestaciones económicas, calendario y compromisos de las partes.
El certificador deberá asimismo avalar los laboratorios que realicen la simulación de
aerogeneradores, en caso de que no lo pueda hacer ENAC, y los laboratorios de simulación
parques eólicos a partir de los correspondientes informes acreditados y modelos certificados,
en base a los criterios definidos por el CTV.
El certificador deberá además en caso de variaciones sobre tipos establecidos:
(1)
Aprobar que las modificaciones propuestas por los fabricantes encajan dentro de los
aerogeneradores tipo ya certificados, al no afectar a los requerimientos previstos en el
PO 12.3.
(2)
Aprobar los cambios en el tipo o configuración de los FACTS de tal forma que los mismos
no afecten al tipo que disponga del INFORME VERIFICADO DE VALIDACION DE
MODELOS 2B
(3)
Aprobar la tipología de parque eólico propuesta por el promotor y determinar si los
parques eólicos a validar encajan dentro de esta tipología.
El Certificador realizará comprobaciones periódicas en cada una de las instalaciones para
identificar posibles cambios de configuración que pudieran afectar al certificado inicialmente
procedimiento_verificacion_Ene07(2).doc
17
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Eliminado: procedimiento_verif
icacion_Ene07.doc
Eliminado: 08/01/2007
emitido. En caso de observar diferencias, elaborará el informe correspondiente que hará llegar
a la Subdirección General de Energía Eléctrica que procederá en consecuencia.
5.2.1. El Comité Técnico de Certificación (CTC) - Secretaría Técnica
El Certificador dispondrá de un Comité Técnico de Certificación que le asistirá en el desarrollo
de sus funciones y se regirá por el reglamento especifico elaborado al respecto. Dispondrá de
una Secretaría Técnica (ST-CTC) para las tareas administrativas y de gestión.
Estará compuesto por representantes de la administración, entidades regulatorias y sector
eólico con paridad de votos para la toma de decisiones. El certificador asistirá como oyente y
los laboratorios podrán participar por invitación en las diferentes reuniones, con voz pero sin
voto.
Las funciones de la ST-CTC serán las siguientes:
-
Recepción de la petición de la certificación correspondiente que deberá ir acompañada
de la documentación que se especifica en este PVVC. El peticionario deberá identificar a
la persona de contacto para las ulteriores gestiones.
-
Comprobará la documentación y expedirá el correspondiente acuse de recibo.
-
Si la información es conforme a este PVVC, se procederá a abrir el expediente, asignarle
el código correspondiente e iniciar el proceso de tramitación.
-
Emitirá la factura a la que hubiera lugar.
-
En base a la documentación presentada y los controles que considere necesarios,
elaborará los pertinentes informes confidenciales previos a la certificación.
-
Solicitará al peticionario cualquier información adicional que considere necesaria para
completar la certificación, así como cualquier plan de acciones correctivas adecuadas
para cumplir con los requisitos de este PVVC.
Los aspectos no abordados en este PVVC, se regularán por los reglamentos específicos de
cada certificador.
Eliminado: procedimiento_verif
icacion_Ene07.doc
Eliminado: 08/01/2007
procedimiento_verificacion_Ene07(2).doc
18
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6. PROCESO DE ENSAYO
En este apartado se especifican las condiciones y criterios de validez del ensayo en campo, así
como la definición de los equipos necesarios para realizar esta prueba. Asimismo, se precisan
las medidas requeridas a efectuar para determinar los parámetros característicos de la
respuesta ante huecos del aerogenerador o dispositivo FACTS que se va a evaluar.
Los procesos descritos en este apartado son válidos para aerogeneradores y dispositivos
FACTS de cualquier potencia con una conexión trifásica a una red eléctrica.
Las medidas se utilizarán para verificar los parámetros característicos de la respuesta ante
huecos de tensión en todo el intervalo de funcionamiento del aerogenerador o dispositivo
FACTS ensayado.
Las características medidas son únicamente válidas para cada AEROGENERADOR TIPO.
Variaciones en la configuración que pudieran afectar a su respuesta frente a huecos de tensión
cambiarían la consideración de tipo y requerirán otro ensayo.
6.1.
EQUIPO DE ENSAYO
Se recomienda la utilización de un equipo de ensayo formado por un generador de huecos
mediante divisor inductivo (Figura 2). Esta figura muestra un esquema unifilar de la ubicación
del generador de huecos entre el sistema colector SC y el equipo a ensayar (aerogenerador o
FACTS)
Figura 2. Equipo generador de huecos
Eliminado: procedimiento_verif
icacion_Ene07.doc
Eliminado: 08/01/2007
procedimiento_verificacion_Ene07(2).doc
19
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Este generador de huecos deberá cumplir, al menos, los siguientes requisitos:
-
La impedancia X1, tiene como función limitar la corriente de cortocircuito aportada por la red
eléctrica en la que se realiza el ensayo, podrá representar una combinación de reactancias
y/o transformadores y será de un valor tal que la potencia de cortocircuito en el punto de
ensayo, PE, sea igual o superior a 5 veces la potencia registrada del aerogenerador o
FACTS a ensayar.
-
La impedancia X2, se ajustará de tal forma que la tensión residual en el punto PE sea el
correspondiente a los valores definidos en los fallos trifásicos y bifásicos. (ver apartado 5.2)
-
En la rama donde se ubica la impedancia X2 debe existir un interruptor que debe operarse
de tal forma que sea posible generar huecos trifásicos y bifásicos aislados. El instante de
inicio y posterior recuperación de la falta se deberá generar tal que los tiempos sean
equivalentes a los empleados en el cierre y apertura de un interruptor automático.
-
La impedancia X3 deberá ser un transformador ó una
combinación de reactancias y
transformadores. El valor que tomará X3 es el siguiente:
- Si el aerogenerador no dispone de transformador elevador: X3 =0
- Si el aerogenerador dispone de transformador elevador se pueden dar dos casos:
a) X3 tomará el valor de la impedancia de cortocircuito del transformador elevador.
b) X3 tomará un valor con una tolerancia ± 20% del valor de la impedancia de
cortocircuito del transformador elevador en valor normalizado,
-
En el caso de emplear transformadores adicionales en la posición de la reactancia X3, éstos
podrá tener cualquier relación de transformación y deberán tener el mismo grupo de
conexión que el transformador elevador del aerogenerador o FACTS (si es que existe).
En el caso de generadores de huecos que no se correspondan con el divisor inductivo se
verificarán que las tensiones residuales en módulo y argumento en las tres fases son similares
a las que resultan de simular o ensayar con divisor inductivo cortocircuitos trifásicos y bifásicos
según se define en este documento.
Los equipos que se han detallado en este apartado son de aplicación para el ensayo en campo
de aerogeneradores. En este último caso el certificador podría evaluar otra solución alternativa
para reducir la tensión, siempre y cuando sea representativa de las condiciones reales que
puedan presentarse en el ensayo en campo.
Eliminado: procedimiento_verif
icacion_Ene07.doc
Eliminado: 08/01/2007
procedimiento_verificacion_Ene07(2).doc
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6.2.
ENSAYO DE AEROGENERADORES
La definición y condiciones en las que se realizará el ensayo de aerogeneradores dependerán
del objetivo que se pretenda con la prueba. Así pues, los ensayos podrán ser
- Ensayos para la validación de modelo de simulación (proceso general de verificación).
- Ensayos para cumplimiento directo del PO 12.3 (proceso particular de verificación)
A continuación se indican las características comunes a ambos ensayos.
En cualquiera de los dos casos el aerogenerador completo debe ser ensayado en campo y se
efectuará considerando los siguientes puntos de operación (Tabla I)
Tabal I. Puntos de operación previo al ensayo
Potencia activa registrada
Factor de potencia
CARGA PARCIAL
10%-30% Pn
0,95 inductivo -0.95 capacitivo
PLENA CARGA
>80% Pn
0,95 inductivo -0.95 capacitivo
El laboratorio acreditado deberá confirmar que en los ensayos no se ha buscado un instante
concreto de ocurrencia y despeje del cortocircuito, ni tampoco un factor de potencia tal que
fueren especialmente favorables a la permanencia del aerogenerador acoplado durante el
hueco de tensión.
El ensayo se realizará aplicando con el generador de huecos una falta trifásica y una falta
bifásica aislada que provoque un hueco de tensión en las fases afectadas cuyas
características, basadas en el PO 12.3, se especifican a continuación. Las características
especificadas del hueco de tensión son independientes de la respuesta del aerogenerador
ensayado. Para ello se obtiene el hueco mediante un ensayo con el aerogenerador
desacoplado del generador de huecos (en adelante “ensayo de vacío”). En el ensayo en carga
el ajuste de las impedancias debe ser el mismo que el realizado en el ensayo en vacío
El equipo de ensayo limita la potencia de cortocircuito, lo cual provoca variaciones de tensión
durante la aplicación de la falta que pueden resultar importantes. Con el objetivo de especificar
unas condiciones de ensayo uniformes, se caracteriza el ensayo por el valor de la tensión
residual resultante del ensayo en vacío
Eliminado: procedimiento_verif
icacion_Ene07.doc
Eliminado: 08/01/2007
procedimiento_verificacion_Ene07(2).doc
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En el proceso se realizarán cuatro categorías de ensayo (Tabla II)
Tabal II. Categorías de ensayo
CATEGORÍA
PUNTO DE OPERACIÓN
TIPO HUECO
1
CARGA PARCIAL
TRIFÁSICO
2
PLENA CARGA
TRIFÁSICO
3
CARGA PARCIAL
BIFASICO AISLADO
4
PLENA CARGAL
BIFÁSICO AISLADO
Como resultado del ensayo se completará el INFORME VERIFICADO DE ENSAYO (1) de
acuerdo con el formato que se incluye en el ANEXO I.
6.2.1. Condiciones del ensayo para validación de modelo
Las condiciones de ensayo del aerogenerador para la validación del modelo son las siguientes:
- Punto de medida: para el caso de validación del modelo de aerogenerador o FACTS el
punto de medida podrá coincidir o no con el punto de ensayo. El modelo que se validará
comprenderá a todos los elementos aguas abajo del punto de medida. Por ejemplo en el
caso que se opte por un ensayo con el punto de ensayo y medida en MT se estará validando
el comportamiento dinámico del aerogenerador más el transformador elevador. Sin embargo,
si el ensayo se realiza en MT y el punto de medida está en BT se validará sólo el modelo del
aerogenerador.
- Características del ensayo:
o
Para cada una de las cuatro categorías de ensayo, descritas en la Tabla II, se
comprobará que la tensión Uef(1/4) mínima registradas durante el periodo de duración del
hueco en el ensayo en vacío de las fases en falta es inferior al 90 %. Posteriormente y
sin modificar la configuración del generador de huecos se procederá a realizar el ensayo
en carga donde se registrarán las tensiones e intensidades en el punto de medida.
o
De cada categoría de ensayo se recogerán las series temporales de tensión e intensidad
del primer bloque de tres ensayos consecutivos sin desconexión. Estas series de datos
se utilizarán para validar posteriormente el modelo de simulación.
La validez del ensayo se realizará posteriormente en el apartado 7.3 donde se comprobará que
los niveles de tensión e intensidad en el punto de medida son más severos en el ensayo en
campo que durante el proceso de simulación del parque.
Eliminado: procedimiento_verif
icacion_Ene07.doc
Eliminado: 08/01/2007
procedimiento_verificacion_Ene07(2).doc
22
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En el caso particular de generadores asíncronos, sin compensación dinámica (o dispositivos
FACTS que actúen durante el hueco), el certificador decidirá la necesidad o no de realizar el
ensayo en campo de este tipo de aerogeneradores en función de la información aportada
relativa a los parámetros eléctricos y características dinámicas de la parte mecánica que
influyen en el comportamiento de esta máquina durante el hueco de tensión.
6.2.2. Condiciones de ensayo para cumplimiento directo del
P.O.12.3. Proceso Particular.
Se aceptará como válido el ensayo de aerogeneradores para cumplimiento directo del PO 12.3
según se indica en el apartado 4.2. de este documento (proceso particular de verificación)
cuando para cada una de las cuatro categorías de ensayo indicadas en la Tabla II se cumpla lo
siguiente:
(1) Garantía de continuidad de suministro:
No se produce desconexión del aerogenerador durante la aplicación del hueco de tensión en
tres ensayos consecutivos correspondientes a la misma categoría (ver Tabla II). En el caso que
se produzca al menos una desconexión en esta secuencia de ensayos (3 primeros ensayos
consecutivos), se considerará válida la condición de continuidad de suministro sólo cuando en
los 4 siguientes ensayos, correspondientes a la misma categoría, no se produce desconexión
del aerogenerador. En el caso que se produzcan en esta última serie de ensayos alguna
desconexión se dará como no válido el ensayo.
(2) Punto de operación
Para cada categoría de ensayo es condición necesaria que la potencia activa y reactiva
registradas previa a la realización del hueco de tensión (ver Tabla I) esté dentro del intervalo
que define carga parcial y plena carga.
(3) Nivel de tensión residual y tiempo durante el ensayo en vacío
Para los ensayos realizados en cada una de las categorías con el aerogenerador desconectado
(ensayo en vacío) se comprobará que la tensión residual de hueco Ures en el ensayo en vacío
de las fases en falta es inferior a los siguientes valores y que el tiempo es igual o superior al
especificado
.
Eliminado: procedimiento_verif
icacion_Ene07.doc
Eliminado: 08/01/2007
procedimiento_verificacion_Ene07(2).doc
23
15/09/2007
Tabla III. Características del hueco de tensión en vacío
Tiempo hueco
(mseg)
≤(20%+UTOL)
Tolerancia
tensión
(UTOL)
+3%
≥(500-TTOL)
Tolerancia
tiempo (TTOL)
(mseg)
50
≤(60%+ UTOL)
+10%
≥(500-TTOL)
50
Tipo de hueco
Tensión residual de
hueco Ures
TRIFASICO
BIFÁSICO AISLADO
(4) Condiciones de intercambio de potencia y energía en el punto de ensayo
Las medidas de tensión y corriente necesarias para el cálculo posterior de potencia y energía
(activa y reactiva) según se indica en el P.O.12.3, se registrarán en el punto de ensayo PE.
En el caso que los aerogeneradores utilizados en un parque sean capaces de cumplir lo
establecido en el P.O.12.3. para huecos bifásicos, con las condiciones de ensayo definidas en
este apartado 5.2.2., no será necesario realizar la simulación del cortocircuito bifásico en el
punto de conexión a red.
Asimismo, en el caso que los aerogeneradores utilizados en un parque eólico sean capaces de
cumplir lo establecido en el P.O.12.3, (con consumos de potencia reactiva más reducidos) con
las condiciones de ensayo definidas en este apartado 5.2.2., no será necesario realizar la
simulación del cortocircuito trifásico en el punto de conexión a red.
Para utilizar este método particular para huecos trifásicos:
-
El consumo de potencia reactiva en la zona A (ver caracterización de zonas durante el
hueco, apartado 8.1.) no deberá exceder el 15% de la Pn cada 20ms, en la zona B no
deberá exceder el 5% de la Pn cada 20 ms.
-
En la zona comprendida entre en instante de despeje de la falta (T3, ver apartado 8) y
T3+150 milisegundos se deberá verificar que el consumo neto de intensidad reactiva
en el punto de ensayo cada ciclo (20 ms) no deberá ser superior a 1,5 veces la
intensidad correspondiente a su potencia nominal registrada, aún cuando la tensión
haya superado 0,85 p.u en ese tiempo.
Para verificar el cumplimiento del requisito sobre la relación entre la componente reactiva de la
corriente aportada durante el defecto y la corriente total (apartado 4.1 del P.O.12.3), se
considerará el valor medio de las medidas de corriente efectuadas en la zona B del hueco de
tensión definido en el apartado 8.1
Eliminado: procedimiento_verif
icacion_Ene07.doc
Eliminado: 08/01/2007
procedimiento_verificacion_Ene07(2).doc
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6.3.
ENSAYO DE FACTS
El ensayo del dispositivo FACTS tiene por finalidad determinar su respuesta dinámica y permitir
validar y verificar un modelo de simulación. El ensayo, en ningún caso, se efectúa para
comprobar la continuidad de suministro del dispositivo.
Con carácter general, el dispositivo FACTS a escala real, o bien un módulo escalable, se
ensayará en el laboratorio e incluirá todos los elementos de control y potencia asociados. Las
características y validez del ensayo serán las siguientes:
- Sólo será necesarias dos categorías de ensayo: TRIFÁSICO Y BIFÁSICO AISLADO. En
cada uno de ellos se comprobará la capacidad de sobrecarga del dispositivo durante el
hueco, el grado de carga inicial del dispositivo no se considera relevante para la prueba. Para
cada una de estas categorías de ensayo, se comprobará que la tensión Uef(1/4) mínima
registradas durante el periodo de duración del hueco en el ensayo en vacío de las fases en
falta es inferior al 90 %.
- Para cada categoría de ensayo se obtendrán tres series temporales de tensión y corriente
instantánea en cada fase que se utilizarán para validar posteriormente los modelos
informáticos de estos dispositivos.
Con carácter particular, y en el caso que no sea posible ensayar el FACTS a escala real o bien
no se disponga de módulo escalable se admitirá un ensayo en laboratorio que incluya los
elementos de control en tiempo real que actúen sobre un simulador en tiempo real de la parte
de potencia del dispositivo FACTS. Las características y validez del ensayo son las mismas
que en el caso general.
Asimismo, se admitirán ensayos diferentes a los anteriores, ensayos tipo realizados por el
fabricante, siempre y cuando se ajusten a la normativa internacional establecida y reproduzcan
el comportamiento dinámico del dispositivo durante el hueco de tensión y sea aceptado por el
certificador.
Eliminado: procedimiento_verif
icacion_Ene07.doc
Eliminado: 08/01/2007
procedimiento_verificacion_Ene07(2).doc
25
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7. PROCESO DE VALIDACIÓN DE MODELOS
7.1.
MODELO DE AEROGENERADOR
Para proceder a la verificación del modelo de aerogenerador
se realizarán los siguientes
pasos:
1.- Se recopilarán los valores instantáneos de tensión e intensidad de cada fase en el punto de
medida y se determinarán los valores eficaces de armónico fundamental de estas variables, así
como el valor de la potencia activa y reactiva según el procedimiento de cálculo descrito en el
apartado 8.2 de este documento. Esto se efectuará para cada una de las tres series de datos
registradas en las cuatro categorías de ensayo que se especifican en este PVVC, (fallo trifásico
y bifásico a carga parcial y a plena carga).
2.- El modelo de aerogenerador del fabricante lo utilizará el laboratorio avalado o acreditado
para reproducir en la plataforma informática cada uno de los ensayos efectuados en campo,
para ellos será preciso incluir las características y configuración del banco de ensayo, y la red
eléctrica donde se efectuó la prueba. Para poder comparar las medidas del ensayo en campo
con los resultados del modelo de la simulación es conveniente que éste sea, por una parte lo
más detallado posible y por otra parte lo suficientemente manejable para que se pueda integrar
en programas de simulación de sistemas eléctricos. Se utilizará el mismo modelo informático
para la comparación en las cuatro categorías de ensayos.
3.- Los resultados del modelo de simulación serán las mismas variables instantáneas que las
registradas en cada uno de los cuatro ensayos en campo. El paso de integración será igual o
inferior al intervalo de tiempo correspondiente a la frecuencia de muestreo de las medidas
registradas en los ensayos en campo. A partir de los valores obtenidos en las simulaciones de
tensión y corriente en cada fase se determinarán los valores eficaces de armónico fundamental
de estas variables, así como el valor de la potencia activa y reactiva según se indica en el
punto 1 de este apartado.
El cumplimiento de los criterios de validación dará lugar a la emisión de un INFORME
VERIFICADO DE VALIDACIÓN DE MODELO TIPO 2.A por parte del laboratorio validado o
acreditado.
7.2.
MODELO DE FACTS
El proceso de verificación de los dispositivos FACTS que se encuentren en la instalación eólica
(excepto los incluidos en el aerogenerador, que se ensayarán conjuntamente con éste) será el
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icacion_Ene07.doc
Eliminado: 08/01/2007
procedimiento_verificacion_Ene07(2).doc
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mismo que el indicado en los puntos anteriores del apartado 6.1, aplicable también a los
ensayos en laboratorio o tipo descritos en la sección 5.3. El cumplimiento de los criterios de
validación dará lugar a la emisión de un INFORME VERIFICADO DE VALIDACIÓN DE
MODELO TIPO 2.B por parte del laboratorio validado.
7.3.
CRITERIOS DE VERIFICACION
Se considerará verificado un modelo de aerogenerador o FACTS cuando para el 85% de cada
unas las series de datos correspondientes al primer bloque de ensayos consecutivos sin
desconexión (apartado 5.2.1)
la diferencia entre los valores medidos en el ensayo y en la
plataforma informática de las siguientes variables (x de forma genérica), no supere un 10%:
- Valor eficaz de la tensión de armónico fundamental en cada una de las fases
- Valor eficaz de la intensidad de armónico fundamental en cada una de las fases
- Potencia activa y reactiva trifásica.
El cálculo de este índice, Δx(%), se entiende como el cociente entre el valor absoluto de la
diferencia de las medidas registradas en campo, xmed,
y las obtenidas de la plataforma
informática, xsim, respecto a las registradas en campo multiplicado por 100. Se compararán
valores eficaces calculados en un intervalo igual o inferior a cada cuarto de ciclo con una
ventana de integración de un ciclo.
Δx(%) =
x med − x sim
⋅ 100 ≤ 10%
xmed
(1)
Una vez verificado el modelo de simulación el laboratorio avalado proporcionará al interesado
el modelo de simulación en un soporte físico con el sello verificado, las características del
aerogenerador ensayado (Tabla II.1 del ANEXO I) y las características de las herramientas
informáticas que permiten su utilización. El modelo almacenado en este soporte físico podrá
ser utilizado en cuantas simulaciones de parque eólico sea necesario, con cualquier laboratorio
validado.
Estos criterios podrán ser propuestos para modificación por el CTV de acuerdo con los
resultados obtenidos.
Eliminado: procedimiento_verif
icacion_Ene07.doc
Eliminado: 08/01/2007
procedimiento_verificacion_Ene07(2).doc
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8. PROCESO DE SIMULACIÓN DE PARQUES EÓLICOS
El último paso en el proceso de verificación es la simulación de parques eólicos. Los aspectos
a considerar en este proceso son los siguientes:
Para la realización del estudio de simulación de parques es preciso hacer uso de una
herramienta que permita el modelado por fase de los componentes del sistema eléctrico, ya
que se realizarán estudios dinámicos ante fallos equilibrados y desequilibrados. Dicha
herramienta debe ser capaz de utilizar el modelo de aerogenerador validado sin necesidad de
realizar ninguna transformación del mismo.
8.1.
TOPOLOGÍA DEL SISTEMA ELÉCTRICO
Para realizar las simulaciones del parque eólico se hará uso de una configuración eléctrica
como la que se describe en la Figura 3, que estará constituida, al menos por los siguientes
elementos:
-
Parque eólico y dispositivos FACTS
-
Transformador elevador MT/AT
-
Línea de evacuación (AT-PCR)
-
Equivalente de red
BT
MT
AT
PCR
EQUIVALENTE
DE RED
G
FACTS
FALTA 2φ
FALTA 3φ
PARQUE
EÓLICO
Figura 3. Esquema unifilar de la topología del sistema eléctrico
En el punto de media tensión, MT, se conectarán todas las agrupaciones de aerogeneradores
que se hallen conectados a través de circuitos eléctricos de potencia. En el caso que entre el
punto de alta tensión, AT, y el punto de conexión a red, PCR, existan conectadas cargas
Eliminado: procedimiento_verif
icacion_Ene07.doc
Eliminado: 08/01/2007
procedimiento_verificacion_Ene07(2).doc
28
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adicionales u otras instalaciones eólicas se eliminarán dichas instalaciones de la simulación,
siempre evitando modificar las instalaciones de conexión al PCR (transformadores y líneas).
8.1.1. Parque eólico y dispositivos FACTS
En el proceso de simulación de parques eólicos se emplearán modelos verificados de
aerogeneradores y/o FACTS. En la Figura 3, se ha considerado una conexión paralelo del
FACTS en el nudo de media tensión, MT, sin embargo es posible conexiones tipo serie aunque
no se hayan representado.
Con carácter general, el parque eólico incluirá la totalidad de aerogeneradores, FACTS y
sistemas de compensación de potencia reactiva existentes, cables, transformadores
elevadores (BT/MT) y líneas internas de la instalación. La topología interna de la instalación
utilizada en la simulación se aceptará como válida para verificar otras instalaciones incluidas
dentro de la categoría de tipo (apartado 4.4.).
Con carácter particular se podrá optar por representar el parque eólico por un sólo
aerogenerador equivalente, siempre y cuando la totalidad de los aerogeneradores que
componen la instalación sean del mismo tipo. En el caso de existir aerogeneradores de distinto
tipo dentro de la instalación, se aceptará la agregación siempre que cada aerogenerador
equivalente represente a una agrupación de máquinas conectadas, en la instalación real, en el
mismo circuito eléctrico de potencia y este dentro de la configuración de PARQUE EOLICO
TIPO seleccionado por el propietario.
En caso de agregación, la potencia reactiva de la solución FACTS deberá ser la que garantice
la respuesta ante los huecos de tensión.
8.1.2. Transformador MT/AT
Las características eléctricas del transformador MT/AT que se considerarán para el proceso de
simulación de parque eólico son las siguientes:
-
Relación de tensiones MT (kV) / AT (kV)
-
Potencia aparente nominal Sn(MVA)
-
Grupo de conexión
-
Potencia de pérdidas (ensayo de cortocircuito) Pcc(kW)
-
Potencia de pérdidas (ensayo de vacío) P0(kW)
-
Tensión de cortocircuito en Ucc(%)
-
Intensidad de vacío I0(%)
Eliminado: procedimiento_verif
icacion_Ene07.doc
Eliminado: 08/01/2007
procedimiento_verificacion_Ene07(2).doc
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8.1.3. Línea de evacuación
Las características eléctricas de la línea de evacuación desde el punto AT hasta el punto de
conexión a red, PCR, que se considerarán para el proceso de simulación de parque eólico son
las siguientes:
-
Nivel de tensión (kV)
-
Capacidad de transmisión de potencia (MW)
-
Sección de conductores
-
Resistencia RAC (50 Hz-20 ºC) (Ω/Km)
-
Reactancia XAC (50 Hz) (Ω/Km)
-
Susceptancia (μS/Km)
-
Longitud y número de circuitos de la línea
8.2.
RED ELÉCTRICA EQUIVALENTE
El resto de la red eléctrica que no pertenezca a la instalación eólica motivo de estudio se
modelará de tal forma que el despeje de la falta en el punto de conexión a red reproduzca el
perfil de tensión habitual en el Sistema Eléctrico Español, esto es; una subida brusca en el
despeje de la falta y una recuperación lenta posterior. Dicho perfil se considerará fijo e
independiente de la ubicación geográfica de la instalación eólica en estudio.
Para simular la red eléctrica equivalente se considerará un sistema dinámico formado por un
nudo en el que se modela el equivalente dinámico de la UCTE (nudo UCTE), otro nudo en el
que se modela un equivalente que refleja las características dinámicas debidas a la hipotética
red más cercana (nudo RED) y un tercero que representa al punto de conexión a la red (nudo
PCR). Dichos nudos están separados por impedancias de valores predeterminados, de modo
que siempre se reproduzca el mismo perfil de tensión habitual en el Sistema Eléctrico Español.
De esta forma, se garantiza que todas las instalaciones eólicas se ensayarán, mediante
simulación, frente a un cortocircuito de las mismas características.
El equivalente del sistema UCTE incorpora un generador síncrono (Generador 1) de una
potencia aparente que refleja un valor realista de la potencia aparente acoplada y, por
consiguiente, de la inercia del sistema UCTE. Dicho generador se modela en barras de 20 KV
con un transformador de máquina. La demanda del sistema UCTE se modela como carga en el
nudo equivalente de dicho sistema.
Para considerar la parte dinámica del equivalente de la red cercana se ha incluido un
generador síncrono (Generador 2) y una demanda, El generador (Generador 2) se modela en
barras de 20 KV con un transformador elevador de máquina, y la demanda se modela como
Eliminado: procedimiento_verif
icacion_Ene07.doc
carga en barras de 20 kV conectada al nudo de red mediante un transformador.
Eliminado: 08/01/2007
procedimiento_verificacion_Ene07(2).doc
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Las características de la red eléctrica equivalente deberán incluir los siguientes elementos que
se representan en la Figura 4:
Figura 4. Modelo de red eléctrica equivalente (esquema unifilar)
8.2.1. Datos de los nudos y elementos pasivos del equivalente de
red
De acuerdo a la nomenclatura considerada en la Figura 4, se considerarán los siguientes
datos:
Nudos:
Para el nudo PCR se considerará como base de tensión la tensión nominal de la red a la que
pertenece, en la realidad, el nudo de conexión a la red correspondiente.
Tanto para el nudo UCTE, como para el nudo RED se tomará la misma base de tensión que la
asignada al nudo PCR.
Líneas:
Se utilizarán modelos en “Л” con las características fijas indicadas en la Figura 4. Dichas
características de resistencia, reactancia y susceptancia, están expresadas en valores por
unidad con base de potencias de 100 MVA. Adicionalmente, se considerará que los valores
Eliminado: procedimiento_verif
icacion_Ene07.doc
Eliminado: 08/01/2007
procedimiento_verificacion_Ene07(2).doc
31
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correspondientes, indicados en la Figura 4, ya están expresados en la base de tensión de los
nudos extremos, independientemente de la tensión nominal de los mismos. Esto garantizará
que el hueco de tensión y el perfil de recuperación, siempre sea el mismo, independientemente
de la tensión real del nudo PCR.
Transformadores:
Se utilizarán simples reactancias con las características fijas indicadas en la Figura 4. Dichas
reactancias están expresadas en valores por unidad con base de potencias de 100MVA y base
de tensión 20 KV. Todos los transformadores se considerarán con el grupo de conexión
YNd11.
8.2.2. Datos de los generadores síncronos y su sistema de
excitación
Las generadores 1 y 2 deben tener los valores de producción activa y reactiva indicado el la
figura 4.
Los datos que se precisan para modelar tanto el generador síncrono 1 del equivalente UCTE,
como el generador síncrono 2 del equivalente de red cercana, son iguales a excepción de la
constante de inercia. Dichos valores se indican en la tabla V, en por unidad con base máquina
y con valores de características no saturados Adicionalmente, el modelo a utilizar no debe
comtemplar saturación magnética.
.
Sn (generador 1)
400.000 MVA
Potencia aparente nominal del generador (MVA)
Sn (generador 2)
Un
T’do
2.000 MVA
20
5,0 s
T’’do
0,038 s
T’qo
0,65 s
T’’qo
0,075 s
Xd
Xq
X’d
2,1 p.u.
2,0 p.u.
0,25 p.u.
Potencia aparente nominal del generador (MVA)
Tensión nominal entre fases (kV)
Constante de tiempo transitoria a circuito abierto
eje directo (s)
Constante de tiempo sub-transitoria a circuito
abierto eje directo (s)
Constante de tiempo transitoria a circuito abierto
eje cuadratura (s)
Constante de tiempo sub-transitoria a circuito
abierto eje cuadratura (s)
Reactancia síncrona de eje directo (p.u)
Reactancia síncrona de eje cuadrutura (p.u)
Reactancia transitoria de eje directo (p.u)
X’q
0,45 p.u
Reactancia transitoria de eje cuadratura (p.u)
X’’d = X’’q
0,21 p.u.
Xl
H (generador 1)
H (generador 2)
0,16 p.u.
4,5 s
3,0 s
Reactancia sub-transitoria de eje directo y de
cuadratura (p.u)
Reactancia de dispersión (p.u.)
constante de Inercia en segundos (p.u.)
constante de Inercia en segundos (p.u.)
Eliminado: procedimiento_verif
icacion_Ene07.doc
Tabla V. Datos del generador 1
Eliminado: 08/01/2007
procedimiento_verificacion_Ene07(2).doc
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Asimismo los datos que se precisan del sistema de excitación de ambos generadores
síncronos son los que se indican en la Tabla VI (ver Figura 5)
Figura 5. Sistema de excitación del generador síncrono
TE
K
Emin
Emax
TA
TB
0,1 s
40
0 p.u.
5 p.u.
0,5 s
10 s
Constante de tiempo del regulador de excitación
Ganancia del regulador de excitación
Límite inferior de la tensión de excitación (p.u)
Límite superior de la tensión de excitación (p.u)
Constante de tiempo (1) de la red adelanto-atraso
Constante de tiempo (2) de la red adelanto-atraso
Tabla VI. Datos del sistema de excitación
Se supondrá que los generadores están sometidos a un par mecánico constante en todo
momento, por lo que no es necesario modelar los reguladores de velocidad ni las respectivas
turbinas.
8.2.3. Potencias de carga
En lo referente a la carga, independientemente para cada una, la parte activa P se debe
modelar con característica de intensidad constante (P(v)=P1.V) y la parte reactiva Q como
impedancia constante (Q(v)=Q1V2).
Donde P1 y Q1 son los valores de la carga correspondientes a una tensión de 1 pu. Dichos
valores se calculan a partir de los valores iniciales de la carga P0 y Q0 correspondientes a la
tensión inicial del nudo V0. Si V0 se expresa en pu entonces:
procedimiento_verificacion_Ene07(2).doc
P1 =
P0
⋅ ( p.u )
V0
Q1 =
Q0
⋅ ( p.u )
V02
33
(2)
Eliminado: procedimiento_verif
icacion_Ene07.doc
Eliminado: 08/01/2007
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Los valores V0 de los nudos del modelo variarán ligeramente en función de que el parque se
modele en el nudo PCR (punto de conexión a la red) así como del régimen de funcionamiento
considerado. Por consiguiente, será necesario realizar un reparto de cargas considerando a los
efectos exclusivos del mismo:
•
•
•
El nudo de generación “Generador 1” será nudo balance (V,δ) con los datos:
o
V=1,042 pu (consigna del generador 1)
o
δ = 0º (referencia de ángulos)
El nudo de generación “Generador 2” se considerará como nudo PV con los datos:
o
P=1.600 MW (potencia generada)
o
V=1,042pu (tensión de consigna del generador2)
El resto de nudos se considerarán del tipo PQ donde las cargas se tomarán como
potencia constante, tanto en su parte activa como reactiva.
Una vez realizado el reparto de cargas, la potencia reactiva de los generadores podría variar
ligeramente, no obstante, lo importante es que las barras de generación (20 kV) mantengan la
tensión de consigna.
8.2.4. Reactancia de falta
Para la simulación dinámica de falta equilibrada, se simulará una falta trifásica en el nudo de
conexión a la red (PCR), con una reactancia a tierra de 8,4034x10-5pu en base 100 MVA.
Dicho valor de reactancia es tal que la tensión en el nudo PCR baja justo hasta 0,2 pu en el
momento en que se despeja la falta (500 ms)
Para la simulación dinámica de falta desequilibrada, se simulará una falta bifásica aislada de
tierra en el nudo de conexión a la red (PCR), con una reactancia entre fases tal que la tensión
fase-tierra, de las fases en falta, en el nudo PCR baje hasta 0,6 pu en el momento en que se
despeja la falta (500 ms).
La tensión en el nudo de conexión durante la falta equilibrada y recuperación posterior se
puede observar en las figuras siguientes:
En el caso de simulación de falta trifásica equilibrada la falta se aplicará cuando la tensión de
una de las fases sea máxima.
Eliminado: procedimiento_verif
icacion_Ene07.doc
Eliminado: 08/01/2007
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En el caso de simulación de falta bifásica aislada de tierra la falta se aplicará cuando coincidan
las tensiones de las fases en las que se va a simular la falta.
Figura 6. Tensión en el nudo de conexión durante la falta equilibrada y recuperación de la falta.
Figura 7. Tensión en el nudo de conexión durante la falta equilibrada y recuperación de la falta
(detalle de los primeros 2 s),
Eliminado: procedimiento_verif
icacion_Ene07.doc
Eliminado: 08/01/2007
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8.3.
EVALUACIÓN DE LA RESPUESTA ANTE HUECOS DE TENSIÓN
PARA SIMULACIÓN
La parte final del proceso de simulación consiste en la evaluación de la respuesta del parque
eólico ante huecos de tensión. Una vez definido el sistema eléctrico, los elementos dinámicos
asociados a él y las condiciones iniciales previas a la simulación se procederá a aplicar una
falta en el punto de conexión a red correspondientes a las cuatro categorías de ensayo (ver
apartado 5.2).
Como condiciones iniciales previas a la simulación se considerarán las indicadas en el
apartado 7.2.3 una vez que, en bornes de los aerogeneradores, se ajusten las condiciones
iniciales para que la potencia activa generada sea la correspondiente al caso de carga parcial o
plena carga y la potencia reactiva, en ese punto, tome valor nulo.
Una vez realizadas las simulaciones se comprobará para cada categoría de ensayos la
conformidad con los requisitos de:
(1) Continuidad de suministro:
En la simulación se comprobará que el parque eólico soporte sin desconexión los huecos
especificados en el proceso de ensayo. Para realizar estas simulaciones es preciso que el
modelo de simulación contenga internamente las protecciones que determinen el disparo del
aerogenerador ante huecos de tensión y devuelvan una señal de desconexión del mismo.
En el caso que se simule el parque eólico completo (sin agregación) se admitirá que la
instalación simulada garantiza la continuidad de suministro si permanecen conectados durante
el hueco un número de máquinas tal que la pérdida de potencia activa generada no supera el
5% de la potencia previa a la falta. En el caso de utilizar un parque eólico equivalente (con
agregación) el disparo del aerogenerador marcará la continuidad de suministro de la instalación
completa.
(2) Niveles de tensión e intensidad en bornes del aerogenerador
De forma posterior a la comprobación del nivel de tensión durante el ensayo en vacío se
medirá y registrarán los valores de tensión e intensidad en cada fase para las cuatro categorías
anteriores durante los ensayos en carga (aerogenerador conectado durante el cortocircuito).
Se considerará válido el ensayo en campo para validación de modelos cuando durante el
proceso de simulación de cortocircuitos en el PCR del parque eólico se compruebe:
-
El nivel de tensión residual calculado en el punto de medida VRES_PE_SIM (en bornes del
Eliminado: procedimiento_verif
icacion_Ene07.doc
aerogenerador o del transformador elevador si este se incluyó en el ensayo) es igual o
Eliminado: 08/01/2007
procedimiento_verificacion_Ene07(2).doc
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superior al
registrado en el ensayo en campo VRES_PE_TEST restado a éste último una
tolerancia del 2 %.
V RES _ PE _ SIM ( p.u ) ≥ (V RES _ PE _ TEST ( p.u ) − 0.02 )
-
(3)
Los niveles de intensidad calculados en el punto de medida (bornes del aerogenerador o
del transformador elevador si este se incluyó en el ensayo) para cada fase son inferiores a
los registrados en el ensayo en campo. La comprobación de este requisito se efectuará
para los valores máximos registrados en la zona A y C (ver definición de zonas en el
apartado 8.1)
(3) Intercambios de potencia activa y reactiva según se indica en el PO 12.3 que se calculará
según la metodología de cálculo del apartado 8.2 de este documento. Para verificar el
cumplimiento del requisito sobre la relación entre la componente reactiva de la corriente
aportada durante el defecto y la corriente total (apartado 4.1 del P.O.12.3), se considerará el
valor medio de las medidas de corriente efectuadas en la zona B del hueco de tensión definido
en el apartado 8.1
En la simulación del parque eólico se confirmará que no se ha buscado un instante de
ocurrencia y despeje del cortocircuito, ni un factor de potencia de los aerogeneradores que
sean especialmente favorables al cumplimiento del P.O.12.3.
Para los parques existentes, si durante la simulación la tensión permanece, en todo momento,
por encima del 85% de la tensión nominal de la máquina se podrán representar los
aerogeneradores mediante un modelo simplificado y los relés necesarios que desconecte la
máquina en el momento en que se den las condiciones fijadas por los tarados de sus
protecciones. Los modelos simplificados se modelarán atendiendo a su tecnología como:
-
Generadores asíncronos de velocidad fija: A partir de datos del circuito eléctrico
equivalente
-
Generadores asíncronos con control dinámico de deslizamiento: A partir del circuito
eléctrico equivalente, además se incluirá el valor de la/s resistencia/s
adicional/es
conectada/s al rotor.
-
Generador asíncrono de doble alimentación: Se partirá de un modelo simplificado que
considere, al menos, la dinámica eléctrica del rotor para poder determinar el disparo de
la máquina por sobre-corriente.
-
Generador síncrono con convertidor total: Se modelará como una fuente de corriente
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constante.
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9. TÉCNICAS DE MEDIDA
Tanto en los ensayos en campo como en el proceso de simulación todos los registros de
tensión y corriente muestreados para cada fase se realizarán con una frecuencia de muestreo
(o paso de integración equivalente) de al menos 5KHz. Se registrarán los instantes previos al
inicio del hueco y los 15 segundos posteriores al instante del periodo de recuperación. En los
registros previos se determinará la frecuencia que se utilizará como dato de partida para
determinar inicialmente la tensión eficaz Uef(1/4).
9.1.
CARACTERIZACIÓN DE ZONAS DURANTE EL HUECO
El PO 12.3 define tres zonas durante el hueco de tensión, ilustradas en la Figura 8 que se
caracterizan en función del umbral de hueco y de la tensión residual de hueco:
Figura 8. Caracterización del hueco de tensión en el ensayo en campo
La determinación de puntos característicos sobre la tensión Uef(1/4) se efectuará de la siguiente
manera:
-
Instante de inicio de hueco (T1): instante en que la tensión Uef(1/4) de una de las fases cae
por debajo del umbral de hueco (IEC 61000-4-30).
-
Instante de fin de hueco (T4): tensión Uef(1/4) en todos los canales medidos es igual o
superior al umbral de hueco (IEC 61000-4-30)
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icacion_Ene07.doc
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-
Instante de inicio y fin de fondo de hueco (T2 y T3): Los instantes T2 y T3 se determinan a
partir de los valores de tensión Uef(1/4) medidos.
Debido a que durante el periodo de hueco la tensión residual se puede ver modificada por
intercambios de potencia reactiva se distinguirá entre el cálculo del instante T2 (inicio de fondo
de hueco) y T3 (fin de fondo de hueco).
La determinación del punto T2 se apoya en el cálculo de una tensión de referencia Uref1, como
se ilustra en la Figura 8, de tal forma que en todo momento el valor de Uref1 no difiera en más
del 3% de la tensión alcanzada al principio del fondo de hueco, Ures1.
De forma análoga, el punto T3 se calcula a partir de una tensión de referencia Uref2 (ver Figura
6), de tal forma que en todo momento el valor de Uref2 no difiera en más del 3% de la tensión
alcanzada al final del fondo de hueco, Ures2.
El cálculo de Uref1 y Uref2 se determinarán a partir de un algoritmo robusto y contrastable que
detecte los cambios de pendiente de la tensión Uef(1/4) medida de forma muy precisa para
determinar correctamente las zonas durante el hueco.
Una vez obtenido el valor de Uref1 y Uref2 , así como los tiempos asociados T1, T2, T3 y T4, se
consideran las zonas A , B y C como:
- Zona A: Todos los valores de tensión Uef(1/4) comprendidos entre el instante T2 y T2+150ms
- Zona B: Todos los valores de tensión Uef(1/4) comprendidos entre el instante T2+150ms y T3
- Zona C: Todos los valores de tensión Uef(1/4) comprendidos entre el instante T3 y el menor
de los siguientes valores T4 ó T3+150ms
Una vez obtenidas las zonas, se procederá al cálculo de los siguientes valores actualizados
cada periodo
•
Tensión y corriente eficaz por fase del armónico fundamental en por unidad con una
precisión de al menos ±2%.
•
Potencia activa y reactiva con una precisión en la medida de al menos ±2%.
•
Corriente total y corriente reactiva con una precisión de al menos ±2%
•
Energías activas y reactivas.
A efectos de cálculo se considerará que el primer ciclo a partir del cual se calcularán los
valores anteriores lo marcará el primer valor de Uef(1/4) posterior al umbral de inicio de hueco.
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icacion_Ene07.doc
Eliminado: 08/01/2007
procedimiento_verificacion_Ene07(2).doc
40
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9.2.
METODOLOGÍA DE CÁLCULO DE POTENCIAS
En este apartado de propone la metodología de cálculo de la potencia activa, potencia
reactiva, intensidad reactiva y valor eficaz de tensión que se empleará para determinar el
requisito de conformidad de la respuesta ante huecos de tensión según se especifica en el PO
12.3 del Sistema Eléctrico. Esta metodología será de aplicación tanto para los ensayos en
campo como para las simulaciones a las que se hace referencia en este documento.
El método de medida de los valores instantáneos de tensión, corriente y frecuencia se
efectuarán conforme a la norma IEC 61400-4-30: Compatibilidad electromagnética (CEM).
Parte 4-30: Técnicas de ensayo y de medida. Métodos de medida de la calidad de suministro.
1.- Se efectuará una medida de la frecuencia de la onda de tensión de la red al menos durante
10 segundos previos al inicio del hueco. Se recomienda que la frecuencia determinada sobre
los 10 ciclos previos al hueco, se utilice para el cálculo de fasores durante el hueco. El valor de
la frecuencia calculada por fase, f(Hz), permitirá determinar el periodo de la ventana de cálculo
T(s), (T=1/f), y se mantendrá constante durante todo el ensayo o simulación.
2.- Tomando una frecuencia de muestreo fs(Hz), constante y superior a 5 KHz, se determinará
el número de muestras N, por ventana de cálculo como: el número par y entero más próximo al
producto del periodo de la ventana por la frecuencia de muestreo, T*fs.
3.- A partir de las N muestras de los valores instantáneos de tensión de fase u(n), y de
corriente de fase i(n), se determinan los valores complejos de estas magnitudes para el
armónico fundamental haciendo uso de las siguientes expresiones
− j⋅(
2 N −1
U1 =
⋅ ∑ u (n) ⋅ e
N n =0
2⋅π ⋅n
)
N
− j ⋅(
2 N −1
I1 =
⋅ ∑ i ( n) ⋅ e
N n =0
2⋅π ⋅n
)
N
(4)
4.- El valor de la potencia activa P, y reactiva Q, trifásica se calcula haciendo uso del módulo y
argumento de los valores complejos de la expresión (4) para cada una de las tres fases. En el
proceso de cálculo de la potencia activa y reactiva se considerará exclusivamente la
componente de secuencia positiva de la tensión (U+) y la intensidad (I+) cuyo valor se determina
a partir de los valores de fase según la expresión (5)
+j
1
U = ⋅ (U 1 A + U 1B ⋅ e
3
+
procedimiento_verificacion_Ene07(2).doc
41
2 ⋅π
3
+ U 1C ⋅ e
−j
2 ⋅π
3
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icacion_Ene07.doc
)
Eliminado: 08/01/2007
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+j
1
I = ⋅ ( I 1 A + I 1B ⋅ e
3
+
2⋅π
3
+ I 1C ⋅ e
−j
2⋅π
3
)
(5)
donde:
I1A,B,C: expresión compleja correspondiente al valor eficaz de la componente fundamental de la
corriente (A) de fase A, B y C cada periodo
U1A,B,C: expresión compleja correspondiente al valor eficaz de la componente fundamental de la
tensión fase neutro (V) de la fase A, B y C cada periodo
A partir de la componente de secuencia positiva de la tensión e intensidad se obtienen las
expresiones de la potencia trifásica activa y reactiva como
P = 3 ⋅ U + ⋅ I + ⋅ cos(ϕ )
(6)
Q = 3 ⋅ U + ⋅ I + ⋅ sen(ϕ )
donde
U+ es el módulo de la componente de secuencia posita de la tensión, en (V)
I+ es el módulo de la componente de secuencia positiva de la corriente en (A)
ϕ ángulo existente entre la componente de secuencia positiva de la tensión y de corriente
(rad)
5.- El valor de la intensidad reactiva y la intensidad total a la que hace alusión el PO 12.3. se
determinarán mediante las siguientes expresiones
I r = I + ⋅ sen(ϕ )
(7)
I tot = I +
(8)
6.- El valor eficaz de la tensión de cada fase, Urms se determinará según la expresión
U rms =
1 N −1
⋅ ∑ (u (n) − u ) 2
N n =0
El valor medio de la tensión en el periodo,
1 N −1
u = ⋅ ∑ u ( n)
N n =0
(9)
u , indica la componente de continua registrada en
el periodo.
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Eliminado: 08/01/2007
procedimiento_verificacion_Ene07(2).doc
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7.- El cálculo de los valores indicados en los puntos 3 a 6 se efectuará desplazando la ventana
de cálculo cada 1/4 de periodo manteniendo constante el número de muestras N. (4 registros
por periodo).
Queda a consideración del laboratorio acreditado aumentar la frecuencia de muestreo o el
número de veces que se desplaza la ventana de datos por periodo para mejorar la precisión en
la medida.
8.- Tanto en el caso de faltas equilibradas como desequilibradas el cálculo de la potencia
trifásica se efectuará mediante la suma algebraica de cada fase según se indica en el punto 4
de este apartado.
10. REFERENCIAS
- PO 12.3: Requisitos de respuesta frente a huecos de tensión de las instalaciones eólicas.
- UNE-EN ISO/IEC 17025 Requisitos generales relativos a la competencia de los laboratorios
de ensayo y calibración.
- IEC 61400-4-30: Compatibilidad electromagnética (CEM). Parte 4-30: Técnicas de ensayo y
de medida. Métodos de medida de la calidad de suministro.
- IEC 61400-21 Medida y evaluación de las características de la calidad de suministro de las
turbinas eólicas conectadas a la red.
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Eliminado: 08/01/2007
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ANEXO I: MODELO DE INFORME
A continuación se indica el modelo de informe de ensayo en campo de aerogeneradores, que
incluye especificaciones técnicas del aerogenerador, y registros de potencia y energía durante
las faltas trifásica y bifásica.
Tabla I.1.- Datos que definen el aerogenerador ensayado
Informe de ensayo en campo de aerogeneradores
Nº de informe:
Nombre del aerogenerador (marca y modelo):
Fecha de fabricación del aerogenerador:
Lugar y fecha del ensayo:
Fabricante:
Especificaciones técnicas del aerogenerador
Tipo, marca y modelo del generador eléctrico
Potencia nominal registrada Sn (kVA)
Tensión nominal (V):
Tipo, marca y modelo del convertidor electrónico
Potencia nominal (kW):
Tensión nominal (V) :
Tipo, marca y modelo del transformador BT/MT
Potencia nominal (kVA):
Relación tensiones (V) : V/ V
Grupo de conexión
Tensión de cortocircuito (%)
Tipo de control (marca y modelo si procede)
Versión del software de control
Fecha del INFORME VERIFICADO DEL ENSAYO
Tabla I.2.- Registro de potencia y energía. Faltas trifásicas proceso general
REQUISITOS P.O.12.3
FALTAS TRIFÁSICAS
RESULTADO
ZONA A
Consumo neto Q < 60% Pn (20 ms)
-0.6 p.u.
Zona B
Consumo neto P < 10% Pn (20 ms)
-0.1 p.u.
Ir/Itot media
0.9 p.u.
ZONA C
Consumo neto Er < 60% Pn (150 ms)
-90 ms.pu
Consumo neto Ir < 1,5 In (20 ms)
-1.5 p.u.
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Tabla II.2.2.- Registro de potencia y energía. Faltas trifasicas proceso particular
REQUISITOS P.O.12.3
FALTAS TRIFÁSICAS
RESULTADO
ZONA A
Consumo neto Q < 15% Pn (20 ms)
-0.15 p.u.
Zona B
Consumo neto P < 10% Pn (20 ms)
-0.1 p.u.
Consumo neto Q < 5% Pn (20 ms)
-0.05 p.u.
Ir/Itot media
0.9 p.u.
ZONA C ampliada (T3+150ms)
Consumo neto Ir < 1,5 In (20 ms)
-1.5 p.u.
Tabla II.3.- Registro de potencia y energía. Faltas bifásicas aisladas
REQUISITOS P.O.12.3
FALTAS BIFÁSICAS
RESULTADO
ZONA B
Consumo neto Er < 40% Pn (100 ms)
-40 ms.pu
Consumo neto Q < 40% Pn (20 ms)
-0.4 p.u.
Consumo neto Ea < 45% Pn (100 ms)
-45 ms.pu
Consumo neto P< 30% Pn (20 ms)
-0.3 p.u.
Los consumos de potencias se expresan en valor normalizado (p.u.) a la potencia nominal
registrada del aerogenerador ensayado. Los consumos de energía de expresan también en
valor normalizado de la potencia por la unidad de tiempo en milisegundos (ms*pu)
En el modelo de informe se incluirán los registros de tensión y corriente de los ensayos
realizado así como las salidas de datos obtenidas de las simulaciones.
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icacion_Ene07.doc
Eliminado: 08/01/2007
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453000
453500
454000
454500
455000
455500
456000
456500
457000
457500
458000
458500
Vecindario
3079500
3079500
La Paredilla
Cercado de Jiménez
Don Juliano
Cementerio
El Doctoral
3079000
3079000
Los Matos
El Doctoral
Los Arbelos
#
#
os Guirres
La
1
Florida
Cuaterias de la Florida
#
2
3
Los Monroy
3078500
1
#
Poblado de La Florida
Barranquillo de las Cruces
Barranqui
Fila 1
2
#
4
Los Tuertos
Pozo de la Florida
#
#
3078500
5
Fila 2
P.E. POZO IZQUIERDO
Aldea Blanca
Casa de la Rocha
La Pasadera
Casas del Rayon de Bonny
3078000
Parque Nacional
La Caletilla 3078000
Pozo Izquierdo
CASASANTA
Punta de las Paredes
V
RED CANARIA DE
ESPACIOS NATURALES PROTEGIDOS
Parque Natural
El Ribanzo
Parque Rural
Alpendre de Candelarita
40
46
m
Reserva Natural Integral
Santa Lucia de Tirajana
Paisaje Protegido
Baja del Molino
Pozo del Barranco de Tirajana
3077500
Reserva Natural Especial
Baja del Picacho
Monumento Natural
Sitio de Interés Científico
Malacate
GC-1
Playa de la Arena
vista
3077500
Leyenda:
El
Rayon
El Callao Nu
Carreteras Locales
Carreteras Nacionales
Caminos
Pozo del Rayon
Punta d
El Rodeo
3077000
Límite Término Municipal
Núcleos construidos
3077000
Líneas Eléctricas
Linea de Costa
Las Lajillas
Puerto
Industria
Parcelación
Punta de
La
Punta
Muros
Cuarterias de Don Bruno
3076500
Cursos de agua
Caletilla de la Pu
Depositos de agua
3076500
Cuarterias de Bonny
Curvas de Nivel
#
rra
Sitio de Interés Científico: Juncalillo del Sur C-32
nc
El Matorral
Aerogeneradores
Baja de los Matos
Ba
Mister Pilcher
Cuarterias de Agadir
o
na
del
ja
Lomo
ra
Ti
Juan Grande
3076000
de
San Bartolome de Tirajana
La Plaza
Moral
Los Hoyos
EL
MATORRAL
3076000
Central Term.Barranco de Tirajana
Iglesia Nuestra Señora Guadalupe
CARTOGRAFÍA PARA LA VALORACIÓN
AMBIENTAL DEL EMPLAZAMIENTO
DEL PARQUE EÓLICO POZO IZQUIERDO
(Santa Lucía de Tirajana, Gran Canaria)
MAPA 1
RED CANARIA DE ESPACIOS
NATURALES PROTEGIDOS
Puntilla de Tio Vicente Diaz
Tabaibal del Castillo
Promotor
3075500
3075500
Castillo del Romeral
SITIO DE INTERÉS CIENTÍFICO
JUNCALILLO DEL SUR
BOC
Llanos de Juan Grande
ABA
RRA
NCO
ESCALA
1/20.000
453000
453500
454000
454500
455000
455500
456000
La Tartaguera
456500
457000
457500
458000
458500
JULIO 2007
456500
457000
457500
458000
458500
459000
459500
460000
460500
461000
3081000
3081000
Era de Verdugo
3080500
3080500
LIC PLAYA DEL CABRON
San Rafael
Llanos de Arinaga
3080000
3080000
Las Barranqueras
Cueval del
Hoya
Las Sesenta Fanegadas
GRAN CANARIA: RED NATURA 2000
m
35
9
2
ZEPA: Zonas de Especial Protección para las aves
3079500
3079500
LIC: Lugares de Interés Comunitario
P.E. POZO IZQUIERDO
Leyenda:
Carreteras Locales
Carreteras Nacionales
Caminos
Don Juliano
Playa de la Gaviota
Cementerio
3079000
Límite Término Municipal
Núcleos construidos
1
1
#
2
Puerto
Punta de la Gaviota
#
#
#
2
Barranquillo de las Cruces
Industria
Parcelación
Barranquillo de las Cruces
Muros
Fila 1
Cursos de agua
Depositos de agua
#
Curvas de Nivel
#
3
3078500
4
#
Aerogeneradores
3078500
#
5
LIC: Lugares de Interés Comunitario
Fila 2
CARTOGRAFÍA PARA LA VALORACIÓN
AMBIENTAL DEL EMPLAZAMIENTO
DEL PARQUE EÓLICO POZO IZQUIERDO
(Santa Lucía de Tirajana, Gran Canaria)
Casa de la Rocha
La Pasadera
3078000
Líneas Eléctricas
Linea de Costa
3079000
Los Matos
La Caletilla
Pozo Izquierdo
CASASANTA
3078000
MAPA 2
RED NATURA 2000
Promotor
El Ribanzo
Baja del Picacho
Santa Lucia de Tirajana
ESCALA
Baja del Molino
456500
457000
457500
458000
458500
1/15.000
459000
459500
460000
460500
461000
JULIO 2007