Introducción a la Energía Eólica
Javier Serrano González
Departamento de Ingeniería Eléctrica
Universidad de Sevilla
Cádiz, 29 de Octubre de 2012
Contenidos
1. Introducción
2. Fundamentos de la Energía Eólica
3. Estimación del recurso eólico
4. Energía Producida por un Parque Eólico
5. Planificación de parques eólicos
6. Herramienta de Planificación Integral de Parques Eólicos
2
1. Introducción
2. Fundamentos de la Energía Eólica
3. Estimación del recurso eólico
4. Energía Producida por un Parque Eólico
5. Planificación de parques eólicos
6. Herramienta de Planificación Integral de Parques Eólicos
3
Introducción
Energía Eólica
Fuente: ABB
4
Introducción
Energía Eólica
5
Introducción
Mapa Eólico Mundial
Fuente: ABB
6
Introducción
Mapa Eólico Europeo
Fuente: ABB
7
Recurso eólico en Andalucía
Introducción
Velocidad media del viento a 80 m de altura
Fuente: Instituto para la Diversificacion y Ahorro de la Energía
8
Estímulos o impulsores de la energía eólica
Precio del petróleo en EE.UU. (Deflactado a 2008)
USA Dollar/Barril
Introducción
150
100
Guerra Irán - Irak
Revolución de Irán
50
Guerra Yom Kippur
Guerra del Golfo
0
1960
11 de septiembre
1970
1980
1990
Año
9
2000
2010
Estímulos o impulsores de la energía eólica
Introducción
Grado de dependencia energética de los países de la Unión Europea-2006 (%)
10
Estímulos o impulsores de la energía eólica
Introducción
Evolución de las emisiones de GEI en España. 1990-2008
11
Estímulos o impulsores de la energía eólica
12
Fuente: EWEA - Wind – Wind at Work
Introducción
Empleo en el Sector Eólico en la Unión Europea (2007-2030)
Consumo mundial de energía primaria
18000
14000
12000
MTep
Introducción
16000
Petróleo
Gas Natural
Carbón
Nuclear
Hidroeléctrica
Renovables
10000
8000
6000
4000
2000
0
2005
2010
2015
2020
Año
13
2025
2030
Potencia eólica instalada en el mundo
200
Potencia anual instalada (GW)
Introducción
180
Potencia instalada durante el a
año
Potencia total instalada a final de a
año
160
140
120
100
80
60
40
20
0
1996 1997 1998 1999 200020012002 20032004 2005 2006 20072008 2009 2010
Año
14
Potencia eólica instalada en el mundo
Potencia anual instalada (GW)
Introducción
35
30
25
Europa
América del Norte
Asia
América Latina
Oceanía
Oriente Medio y África
20
15
10
5
0
2010
2011
2012
2013
Año
15
2014
2015
1. Introducción
2. Fundamentos de la Energía Eólica
3. Estimación del recurso eólico
4. Energía Producida por un Parque Eólico
5. Planificación de parques eólicos
6. Herramienta de Planificación Integral de Parques Eólicos
16
Principio de funcionamiento
Energía Extraída
17
Fuente: ABB
Potencia teórica extraída:
PExtraída 
1
3
A     v1  v2 
2
18
Potencia teórica extraída:
PExtraída 
1
3
A     v1  v2 
2
Ley de Betz
0.7
0.6
0.5
P/P0
Principio de funcionamiento
Energía Extraída: Límite Teórico
0.4
0.3
0.2
0.1
0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
0.7
0.8
v2/v1
Máximo teórico: P/P0 = 0.59 para v2/v1 = 1/3
0.9
1
Principio de funcionamiento
Tipos de Aerogeneradores
Eje Horizontal
Monopala
Tripala
Eje Vertical
Savonius
Daerrius
Fuente: ABB
19
Principio de funcionamiento
Tipos de Aerogeneradores: Eficiencia
20
Fuente: ABB
Principio de funcionamiento
Aerogenerador Tripala: Evolución del Diámetro
Fuente: ABB
21
Principio de funcionamiento
Sustentación
22
Fuerza de empuje
Principio de funcionamiento
Sustentación
23
Fuente: ABB
Principio de funcionamiento
Potencia Extraída
24
Potencia del aerogenerador
1
PWT  CP (  ,  )  R 2v 3
2
CP 
PWT
PTeórica
λ: Relación entre velocidad del extremo
de la pala y velocidad del viento

R  r
v
β: Ángulo de paso de la pala
Principio de funcionamiento
Curva de Potencia
25
Potencia del aerogenerador:
1
PWT  CP (  ,  )  R 2v 3
2

Restricciones:
R  r
max
 WT
v
max
PWT  PWT
max
R  r  vtip
Principio de funcionamiento
Curva de Potencia
26
Potencia del aerogenerador:
1
PWT  CP (  ,  )  R 2v 3
2

Restricciones:
R  r
max
 WT
v
max
PWT  PWT
max
R  r  vtip
Principio de funcionamiento
Curva de Potencia
27
Potencia del aerogenerador:
1
PWT  CP (  ,  )  R 2v 3
2

Restricciones:
R  r
max
 WT
v
max
PWT  PWT
max
R  r  vtip
Principio de funcionamiento
Curva de Potencia: Paso Variable
28
Potencia del aerogenerador:
1
PWT  CP (  ,  )  R 2v 3
2

Restricciones:
R  r
max
 WT
v
max
PWT  PWT
max
R  r  vtip
Principio de funcionamiento
Curva de Potencia: Paso Fijo
29
Potencia del aerogenerador:
1
PWT  CP (  ,  )  R 2v 3
2

Restricciones:
R  r
max
 WT
v
max
PWT  PWT
max
R  r  vtip
Componentes de un Aerogenerador
30
Componentes
Fuente: ABB
Componentes de un Aerogenerador
31
Costes de un Aerogenerador
Fuente: ABB
Componentes de un Aerogenerador
32
Componentes
Rotor
Multiplicadora
Sistema de orientación
Frenos
Torre
Fuente: ABB
Componentes de un Aerogenerador
33
Componentes: Generador
Velocidad variable limitada
Generador de inducción de anillos
rozantes o rótor bobinado y resistencia
Velocidad variable mejorada Generador de
inducción doblemente alimentado y convertidor
de potencia fraccionaria
Mercado europeo acumulado: 10 % Mercado europeo acumulado: 45 %
Componentes de un Aerogenerador
34
Componentes: Generador
Velocidad variable y convertidor doble
Generador (I/S) conectado a la red
mediante convertidor doble
Mercado europeo acumulado: 15 %
Componentes de un Aerogenerador
35
Componentes: Generador
Góndola Aerogenerador con Multiplicadora
Góndola Aerogenerador sin Multiplicadora
Componentes de un Aerogenerador
36
Eficiencia
1. Introducción
2. Fundamentos de la Energía Eólica
3. Estimación del recurso eólico
4. Energía Producida por un Parque Eólico
5. Planificación de parques eólicos
6. Herramienta de Planificación Integral de Parques Eólicos
37
Evaluación del recurso
Evaluación del recurso eólico
38
Estimación de las condiciones de viento
 Campaña de medidas en el emplazamiento
 Datos de estaciones meteorológicas próximas
 Observaciones climáticas por satélite
Velocidad media en intervalos de 10 min. Altura: 49 m
Velocidad media (m/s)
20
15
10
5
0
May-07
Jul-07
Sep-07
Nov-07
Ene-08
Mar-08
May-08
Dirección de procedencia del viento. Altura: 49 m
400
Ángulo (grados)
Evaluación del recurso
Evaluación del recurso eólico
300
200
100
0
May-07
39
Jul-07
Sep-07
Nov-07
Ene-08
Mar-08
May-08
Evolución de la velocidad media a lo largo del año
6.5
6.0
Velocidad media (m/s)
Evaluación del recurso
Evaluación del recurso eólico
5.5
5.0
4.5
4.0
3.5
3.0
Jul-07
40
Sep-07
Nov-07
Ene-08
Mar-08
May-08
Evolución de la velocidad media a lo largo del año
5.60
5.55
5.50
Velocidad media (m/s)
Evaluación del recurso
Evaluación del recurso eólico
5.45
5.40
5.35
5.30
5.25
5.20
5.15
5.10
0
5
10
Hora del Día
41
15
20
Turbulencia
2
Intensidad de Turbulencia
Evaluación del recurso
Evaluación del recurso eólico
IT 
U
1.5
1
0.5
0
0
2
4
6
8
10
Velocidad del viento (m/s)
42
U
12
14
16
18
Velocidad media (m/s)
0.20
20
15
10
5
0 May-07
Jul-07
Sep-07
Nov-07
Ene-08
Mar-08
May-08
Histograma de velocidad del viento
0.18
Fracción de tiempo
Evaluación del recurso
Evaluación del recurso eólico
0.16
0.14
0.12
0.10
0.08
0.06
0.04
0.02
0
43
5
10
15
20
Velocidad del viento (m/s)
25
Evaluación del recurso
Evaluación del recurso eólico
Rosa de los vientos: Distribución de la velocidad del viento
N
15%
5%
O
E
S
44
Velocidad (m/s)
10%
18 - 20
16 - 18
14 - 16
12 - 14
10 - 12
8 - 10
6-8
4-6
2-4
0-2
Evaluación del recurso
Evaluación del recurso eólico
Campaña de medidas
en el emplazamiento
(Corto-Medio Plazo)
Datos de estaciones
Meteorológicas
(Largo Plazo)
Validación de datos
Modelado estadístico del
comportamiento del viento
Extrapolación a la altura
del buje de la turbina
Extrapolación para todo
el área bajo estudio
45
Reanálisis de datos
Meteorológicos
(Largo Plazo)
0.20
C = 5.88 (m/s)
K = 2.31
0.18
0.16
Fracción de tiempo
Evaluación del recurso
Distribución de Weibull
Factor de forma
0.14
0.12
Ku
p(u )   
C C 
0.10
  u K 
exp     
 C  


0.08
Factor de escala
0.06
0.04
0.02
0
5
10
15
20
Velocidad del viento (m/s)
46
K 1
25
30
Dependencia con el Factor de Escala
0.16
C = 6 (m/s)
0.14
0.12
Probabilidad (p.u)
Evaluación del recurso
Distribución de Weibull
C = 8 (m/s)
0.10
C = 10 (m/s)
0.08
0.06
0.04
0.02
0
0
5
10
15
20
Velocidad del viento (m/s)
47
25
30
35
Dependencia con el Factor de Forma
0.18
K = 2.5
0.16
K=2
0.14
Probabilidad (p.u)
Evaluación del Recurso
Distribución de Weibull
K = 1.5
0.12
0.10
0.08
0.06
0.04
0.02
0
0
5
10
15
20
Velocidad del viento (m/s)
48
25
30
35
Influencia de la altura en la velocidad del viento: Extrapolación vertical
20
Velocidad media (m/s)
Evaluación del Recurso
Evaluación del recurso eólico
15
10
5
0
May-07
Jul-07
Sep-07
Nov-07
Ene-08
Velocidad media (10 min) a 49 m
Velocidad media (10 min) a 20 m
49
Mar-08
May-08
Evaluación del Recurso
Evaluación del recurso eólico
50
Influencia de la altura en la velocidad del viento: Extrapolación vertical
ln( z / z0 )
v ( z )  v ( zr )
ln( zr / z0 )
z0: Altura de referencia
zr: Longitud de rugosidad
Tipo de Terreno
z0 (m)
Áreas de agua
0.0002
Campo abierto con superficie lisa
0.0024
Tierra de cultivo
0.2
Ciudades grandes con edificios altos 0.8
Serie temporal de datos de viento
(medida en una ubicación y altura determinada)
Instante de Velocidad Dirección
medición
(m/s)
(Ángulo)
t1
v1
α1
t2
v2
α2
t3
v3
α3
…
…
…
tm
vm
αm
Longitud de rugosidad en el terreno
Orografía del terreno
25
20
15
10
5
4
3
2
1
1
2
3
4
5
6
7
8
9
Factor de escala (C) Factor de forma (K) Probabilidad (p)
Datos de entrada al
modelo de
comportamiento del viento
Y
X
51
Análisis del recurso
eólico
30
Sectores de la rosa
de los vientos
Evaluación del Recurso
Evaluación del recurso eólico
Evaluación del Recurso
Incertidumbre en el recurso eólico
Incertidumbre en la dirección de procedencia
NORTE
30
25
20
15
10
5
OESTE
ESTE
1969
SUR
52
1972
Incertidumbre en la intensidad
Energía anual
1000
10
800
8
Velocidad Media
600
6
K
C
400
4
200
2
0
70
75
80
Año
85
90
Campaña de medidas (5-50 años)
53
95
Velocidad media (m/s)
Factor de Escala (C)
Factor de forma (K)
12
1200
Energía anual (MWh)
Evaluación del Recurso
Incertidumbre en el recurso eólico
0
Operación (5-20 años)
1. Introducción
2. Fundamentos de la Energía Eólica
3. Estimación del recurso eólico
4. Energía Producida por un Parque Eólico
5. Planificación de parques eólicos
6. Herramienta de Planificación Integral de Parques Eólicos
54
Wind Data
Turbine Power Curve
0.8
P
0.6
3
2
0.2
1
0
0
5
10
15
20
Wind speed, v (m/s)
Annual energy produced
Ns
EWF  k AV T  pij 
i 1 j 1
uco
uci
0.4
Ct
PGen (u 'ij ) p (u 'ij )du
25
0
30
Thrust coefficient, Ct
4
Nt
55
1.0
5
Power, P (MW)
Energía Producida
Cálculo de la Energía Producida
Potencia (kW)
Probabilidad (p.u)
1400
1200
1000
800
600
400
200
Curva de
Potencia
+
0.12
0.10
0.08
Distribución
de Weibull
0.06
0.04
0.02
Energía (MW/Año)
Energía Producida
Cálculo de la Energía Producida
600
500
400
Energía
Producida
300
200
100
0
56
5
10
15
Velocidad (m/s)
20
25
Evaluación de recurso
Efecto de las estelas
57
Evaluación de recurso
Efecto de las estelas
58
Evaluación de recurso
Efecto de las estelas
Modelado del Efecto Estela
 
 Katic
 Jensen




2a


u  u0 1 
2
 1    d   
 r  
 
 1  


CT  4a  (1  a)
r1  R
1 a
1  2a
 D 
vestela (d ) 1 1
 
1  2CT (v0 )  0 
v0
2 2
 D( d ) 
2
D(d )  D0  2kW  d
 CFD. Simulación computacional de mecánica de fluidos
 Alta Precisión
 Coste Computacional Elevado
59
0.5
 z 
ln  
 z0 
Evaluación de recurso
Efecto de las estelas
Estelas Múltiples
Estelas Parciales
Área solapada
R
gr
gR
Estela
dt
Nt
 vestela  v0   
2
i 1
60
Estela
Asolapada _ i
  r2
 vestela i  v0 
2
r
Dependencia del efecto de las estelas con el coeficiente de empuje
Coeficiente de empuje , Ct
Evaluación de recurso
Efecto de las estelas
1
0.8
Ct
0.6
0.4
0.2
0
0
5
10
15
20
25
Velocidad del viento, v (m/s)
 D 
vestela (d ) 1 1
 
1  2CT (v0 )  0 
v0
2 2
 D( d ) 
61
2
30
Wake effect produced by an infinite row of WTs.
Wind speed decay depending on distance
(South wind direction, C = 9 and K = 2)
12
2600
74D0
2550
10
u0=15 m/s
6
u0=20 m/s
Distance (d/D0)
8
u0=25 m/s
u0=30 m/s
4
2500
54D0
44D0
2450
34D0
2400
24D0
2350
14D0
2
6D0
0
4D0
62
14D0
24D0
34D0
44D0
54D0
Distance (d/D0)
64D0
74D0
84D0
C=9
k=2
Wind
direction
Average Power (kW)
64D0
u0=5 m/s, u0=10 m/s
Wind speed decay (%)
Evaluación de recurso
Efecto de las estelas
1. Introducción
2. Fundamentos de la Energía Eólica
3. Estimación del recurso eólico
4. Energía Producida por un Parque Eólico
5. Planificación de parques eólicos
6. Herramienta de Planificación Integral de Parques Eólicos
63
Parques Eólicos
Parques Eólicos Terrestres
64
Parques Eólicos
Parques Eólicos Marinos
65
Parques Eólicos
Typical Cost Breakdown of a Wind Farm
Onshore
Offshore
Wind Turbines (%)
65-75
30-50
Electricity Infrastructure (%)
01- 10
15-30
Collector System
06 - 09
02-08
Transmission System
02 - 03
14-18
Substation
02 - 03
04-05
Civil Work (%)
0 - 05
15 - 25
Installation & Transport (%)
0 - 02
05 - 30
05
08
800-1100
1200-1850
Other (%)
Overall Cost (€/kW)
66
Parques Eólicos Terrestres
Parques Eólicos
Inversión en Aerogeneradores
67
 Modelo de aerogenerador
 Altura de la torre
Inversión en Obra Civil
 El coste de la cimentación y montaje, que es variable para cada
aerogenerador, altura de la torre, y tipo de suelo.
 La realización de los caminos auxiliares, que es variable y debe
conectar cada turbina con el camino principal. Su coste es
proporcional a longitud de los mismos.
Parques Eólicos Terrestres
Parques Eólicos
Instalación Eléctrica
 Conexiones en media tensión entre los aerogeneradores y la
subestación (habitualmente en 20 kV)
 Subestación. Eleva el nivel de tensión al nivel de la red de
transporte a la que se conecta el parque
 Conexión en Alta Tensión. Enlace entre la subestación/es y la red
de transporte
 Pérdidas Eléctricas (Costes de Operación)
68
Parques Eólicos Marinos
Aguas poco Profundas/Intermedias
2.0
Aguas muy Profundas
Deep water technology
1.6
Cost (M€/MW)
Parques Eólicos
Obra Civil: Cimentaciones
1.2
0.8
Intermediate depth
water technology
0.4
0
69
Shallow water technology
0
20
40
Depth (m)
60
80
100
70
Transmission System Cost depending on Rated Power and Distance to the shore
Transmission system
Large Offshore Wind Farm *
Wind turbines acquisition
16% 10%
Foundations
Horns Rev I (2002)
Mean depth: 8m
Inner collector system
Miscellaneous
180
21%
160
18%
5%
9%
16%
140
49%
5%
120
Rated Power (MW)
Transmission System of LOWF
Offshore wind farms: cost breakdown
100
80
North Hoyle (2003)
Mean depth: 7 m
Middelgrunden (2001)
Mean depth: 6 m
60
22
%
10%
2%
40
20%
15%
9%
5%
12%
48
%
58%
20
0
0
2
4
6
8
10
Distance to shore (km)
12
* According to R. Barthelmie: ‘’A review of the economics of offshore wind farms’’
14
16
51%
71
OWF Rated Power evolution
700
500
400
300
200
100
0
OWF Distance to shore evolution
110
100
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
1990 1993 1996 1999 2002 2005 2008 2011 2014
Year
Distance to shore (km)
600
Rated Power (MW)
Transmission System of LOWF
Rated power and distance to shore trends
1990 1993 1996 1999 2002 2005 2008 2011 2014
Year
Rated power of commissioned OWF
Rated power of OWF under construction
Mean cumulative rated power
Distance to shore of commissioned OWF
Distance to shore of OWF under construction
Mean cumulative distance to shore
Parques Eólicos Marinos
Parques Eólicos
Instalación Eléctrica: Sistema de Transmisión
72
Sea
Land
Sea
Land
HVAC
Onshore
substation
Set of submarine AC
cables
HVDC-VSC
Offshore
substation
Onshore converter
Offshore converter
station
station
Set of submarine DC
~
Grid
Compensation
unit
Compensation
unit
• Voltage level
• Number of onshore transformers
• Onshore transformers rated power
• Onshore compensation units
• Number of offshore transformers
• Offshore transformers rated power
• Offshore compensation units
• Number of HVAC submarine cables
• Rated capacity of HVAC submarine cables
=
cables
=
~
Grid
• Voltage level
• Number of onshore converters
• Onshore converters rated power
• Number of offshore converters
• Offshore converters rated power
• Number of HVDC submarine cables
• Rated capacity of HVDC submarine cables
Parques Eólicos Marinos
73
I (A)
Parques Eólicos
HVAC: Evolución de la corriente
1700
1600
1500
1400
1300
1200
1100
1000
900
800
700 0
Compensación en tierra
Compensación en ambos
extremos
10
20
30
40
Distancia (km)
50
60
Parques Eólicos Marinos
-100
HVAC Initial Investment
-200
-300
-400
NPV (M€)
Parques Eólicos
Instalación Eléctrica: Sistema de Transmisión
HVDC: Initial Investment
-500
-600
-700
-800
-900
20
40
60
Distance (km)
74
80
100
120
Parques Eólicos Marinos
-100
-200
HVDC: Cost of Losses
-300
-400
NPV (M€)
Parques Eólicos
Instalación Eléctrica: Sistema de Transmisión
HVAC: Cost of Losses
-500
-600
-700
-800
-900
20
40
60
Distance (km)
75
80
100
120
Parques Eólicos Marinos
-100
HVAC Initial Investment
-200
HVDC: Cost of Losses
-300
-400
NPV (M€)
Parques Eólicos
Instalación Eléctrica: Sistema de Transmisión
HVDC: Initial Investment
HVAC: Cost of Losses
-500
-600
HVDC: NPV
-700
-800
-900
HVAC: NPV
20
40
60
Distance (km)
76
80
100
120
1. Introducción
2. Fundamentos de la Energía Eólica
3. Estimación del recurso eólico
4. Energía Producida por un Parque Eólico
5. Planificación de parques eólicos
6. Herramienta de Planificación Integral de Parques Eólicos
77
Herramienta de planificación óptima de parques eólicos:
 Selección de la posición óptima de cada uno de los generadores
 Modelo de comportamiento económico de parques terrestres y
marinos
 Selección del modelo y altura óptimo de cada turbina
 Diseño óptimo de la instalación eléctrica
 Red de media tensión
 Posición de la subestación
 Enlace de alta tensión
 Gestión de la incertidumbre: comportamiento aleatorio del viento
 Estudio de la influencia de parques cercanos
 Diseño del sistema de transmisión de parques eólicos marinos
78
Parques Eólicos Terrestres
79
Parques Eólicos Marinos
80
81
Wind Data
Turbine Power Curve
p(u ) 
Ku
 
C C 
Shape Factor
K 1
 u
exp    
 C 

K
1.0
5
4
0.8
P
3
0.6
2
Ct
1
0
0
Weibull distribution
Wake Effect
5



0.4
0.2
0
10 15 20 25 30
Wind speed, v (m/s)
Thrust coefficient, Ct
Power, P (MW)
Overall Design of Wind Farms
Yearly Energy Production
Wind speed decay
 D 
u (d ) 1 1
 
1  2CT (u0 ) 

u0
2 2
 DW (d ) 
Scale Factor
Annual energy produced
Nt
Ns
EWF  k AV T  pij 
i 1 j 1
uco
uci
PGen (u 'ij ) p (u 'ij )du
2
Overall Design of Wind Farms
Auxiliary roads path calculation
82
WT1
Shortest path among WTs: Dijkstra’s Algorithm
Shortest auxiliary roads layout: Prim’s Algorithm
L12
WT2
L24
L13
L23
WT3
L14
L34
Main
Road
WT4
Overall Design of Wind Farms
Electricity infrastructure
83
Discounted cost of the electricity infrastructure is nonlinear depending on distances and transmitted power
TL
C ' EI  I MV  I SB  I HV  
k 1
  EL
MV
( k )  ELSB ( k )  ELHV ( k )   pkWh ( k ) 
k 1
WT1
L14
WT3
L24
L1sb
L13
L23
(1  r ) k
Position of substation is also optimized
WT2
L12
L2sb
L34
L4sb
L3sb
Lsb L
Transmission line
WT4
E ( x ) pkWh (1  pkWh )k 1  COM ( x )(1  COM )k 1
NPV ( x)   IWF ( x)  CD ( x)  VR ( x )  
(1  i )k
k 1
LT
2.0
Deep water technology
1.6
Wind Turbines Foundation Cost
Cost (M€/MW)
Methodology for large wind farms
84
OWF Economic Model
1.2
0.8
Intermediate depth
water technology
0.4
0
WT Transport and Installation
CT & I 
Shallow water technology
0
NWT
NWT /Vessel
20
40
60
Depth (m)
80
 2  DShore

t

 tLoad   CT  NWT  I  tPrep   CI  NVessel  CMob

 PI

 vvessel  PT

Inner collection system cost
Electricity Infrastructure
100
Substation and platform cost
Transmission system cost
Wind rose data
Case under study
Nearest
Harbour
Studied OWF
Power density rose
60 W/m2
40
20
5.25 km
Methodology for large wind farms
85
Test case: main input data
Probability
p (%)
6.81
4.98
6.02
5.78
6.73
5.63
3.52
2.40
2.39
3.35
4.55
6.46
10.31
9.51
8.74
10.02
Scale Factor Shape Factor
C (m/s)
K
7.05
2.25
6.43
2.09
7.38
2.11
7.95
2.16
9.24
2.17
9.63
2.09
8.57
1.94
6.89
1.82
6.86
1.82
7.47
1.88
7.61
1.95
7.45
2.21
7.55
2.43
7.29
2.32
7.15
2.18
7.73
2.39
Seabed depth
5.25 km



Wind
direction
N
NNE
NE
ENE
E
ESE
SE
SSE
S
SSO
SO
OSO
O
ONO
NO
NNO
Distance to the harbour: 36 km
Maximum number of WTs: 40
WT rated power: 5 MW
Case under study: Main results
Optimal Layout
5.0
4.5
4.0
3.5
3.0
2.5
2.0
1.5
1.0
0.5
0
km
Methodology for large wind farms
86
Test case: results
44
Economical Results
NPV (M€)
INVESTMENT (M€)
TURBINES COST (M€)
FOUNDATIONS COST (M€)
TRANSPORT COST (M€)
SUBSTATION AND TRANSMISSION CABLE COST (M€)
COLLECTION NETWORK COST (M€)
YEARLY PRODUCED ENERGY (GWH)
43
44
45
46
47
48
49
49
0 0.5 1.0 1.5 2.0 2.5 3.0 3.5 4.0 4.5 5.0
km
Generated Energy
Rose
872.08
504.57
200.00
200.51
11.33
66.71
26.02
546.14
34
36
34
36
36
8
36
30
30
34
34
38
32
38
40
40
42
30
34
4
32
34
34
36
36
42
42
42
42
36
38
5
30
34
42
32
32
38
40
38
km
34
6
38
38
38
36
7
34
3
6
km
7
8
9
40
42
32
42
42
32
5
10
1
2
3
4
5
6
km
7
8
9
32
34
44
32
34
44
4
36
3
44
38
36
2
42
1
38
1
36
42
36
42
42
2
40
42
40
44
40
42
3
2
1
32
32
32
34
36
34
36
38
34
36
36
38
40
4
32
9
34
38
5
32
8
38
km
6
32
10
30
32
32
32
32
32
9
7
30
32
32
10
42
Methodology for large wind farms
Gestión de zonas prohibidas. Estructuras regulares
32
87
Test case: results
10
Methodology for large wind farms
Proximidad entre Parques : Efecto sobre la Producción
25 %
25 %
a
b
c
25 %
50 %
f
e
25 %
25 %
25 %
88
d
Methodology for large wind farms
89
Proximidad entre Parques : Efecto sobre la Producción
Configuraciones Estudiadas
Option 1 (1078,70 GWh)
Option 2 (1067,28 GWh)
Option 3 (1078,84 GWh)
Option 4 (1075,79 GWh)
Option 5 (1084,51 GWh)
Option 6 (1086,21 GWh)
Option 7 (1078,92 GWh)
Option 8 (1081,07 GWh)
Soluciones Óptimas
Offshore Wind Farm A Offshore Wind Farm B
Games Theory
Pay-off Matrix
8.1 km
Option 1
Option 2
N
8.1 km
0.8 km
8.1 km
Offshore Wind Farm A
Methodology for large wind farms
90
Proximidad entre Parques : Efecto sobre la Producción
Option 3
Option 4
Option 5
Option 6
Option 7
Option 8
E
W
S
Option 1
1068,65
1066,63
1056,94
1066,89
1069,14
1067,69
1065,48
1066,96
1073,19
1066,67
1074,88
1066,53
1068,02
1066,41
1070,26
1066,59
Option 2
1071,42
1059,20
1059,57
1059,02
1071,71
1059,30
1067,47
1058,57
1076,00
1058,73
1077,78
1058,74
1071,53
1059,22
1073,71
1059,09
Offshore Wind Farm B
Option 3 Option 4 Option 5 Option 6
1068,85 1070,04 1067,65 1067,71
1066,78 1066,05 1070,70 1072,89
1056,34 1058,11 1055,88 1056,00
1066,48 1065,58 1070,75 1072,73
1068,81 1070,47 1068,19 1068,33
1066,78 1066,31 1071,29 1073,12
1065,37 1066,99 1065,17 1064,83
1067,04 1065,88 1071,98 1073,04
1073,02 1075,05 1073,90 1073,07
1066,82 1065,69 1072,88 1072,93
1074,73 1076,63 1075,51 1074,37
1066,65 1065,39 1072,10 1072,06
1067,80 1069,81 1067,42 1068,01
1065,73 1065,30 1070,49 1073,02
1069,89 1072,15 1070,65 1070,57
1066,50 1065,63 1072,10 1073,01
Option 7
1069,00
1067,72
1057,32
1067,39
1068,88
1067,74
1064,13
1066,05
1072,80
1066,30
1074,48
1066,17
1068,78
1066,87
1070,49
1066,55
Optimal Solutions
Option 8
1067,81
1068,44
1055,92
1068,37
1068,23
1068,64
1064,73
1068,82
1073,06
1069,14
1074,57
1068,97
1067,69
1068,60
1070,71
1069,55
91
HVAC Electrical Losses
 Cables
PLAC Cable 
P ' N AC
I N2 AC

l0
l 0
I AC 2 (l )v (l )dl  P ' D
Intensity evolution
1700
1500
 Transformer PLTr  (1  Tr )  PWF
1300
Onshore Compensation
I (A)
Transmission System of LOWF
Electrical losses
Onshore & Offshore
Compensation
1100
900
 Compensation units PLCU  (1  CU )  PWF
700
HVDC-VSC Electrical Losses
 Cables
PLDC Cable  2  C  RDC 20  l0  I DC 2
 Converters
 P 
PLCS
P
 0.002  0.009 DC  0.004  DC 
PCS N
PCS N
 PCS N 
2
0
10
20
30
40
Distance (km)
50
60
92
Turbine Power Curve
Wind Data
Power (MW)
Capacity in failure
conditions
500
450
400
350
300
250
200
150
100
50
0
0.8
P
3
0.6
0.4
2
Ct
0.2
1
0
5
10
15
20
Wind speed, v (m/s)
25
Thrust coeffcient, Ct
Power, P (MW)
4
0
Wake Effect
1.0
5
Capacity in normal
operating conditions
Transmission System of LOWF
Non-supplied energy
0
30
OWF Duration curve
Non Supplied Energy
Supplied Energy
10
20
30
40
50
60
70
Percentage of time (%)
Reposition time during the failure
80
90
100
Transmission System of LOWF
Test case: results
Probabilistic Approach Solution
Land
Sea
HVDC-VSC
Offshore converter
station
Onshore converter
station
= ~
V = ±300 kV
= ~
1 Bipole Cable, S = 2000 mm2
= ~
Grid
3 Converters
Pn = 376 MW
= ~
= ~
3 Converters
Pn = 376 MW
Deterministic Approach Solution
Land
Sea
HVAC
Grid
Onshore
substation
Offshore
substation
V = 220 kV
3 Tripolar Cables, S = 800 mm2
400 kV
1 Transformer
Sn = 1100 MVA
2 Transformers
Sn = 630 MVA
Onshore
Compensation
93
= ~
Offshore
Compensation
Gracias por su Atención
Javier Serrano González
Departmento de Ingeniería Eléctrica
Universidad de Sevilla
e-mail: javierserrano@us.es
Teléfono: +34 954485987