Parque eólico El Matorral de 9,2 MW

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Parque
eólico
El
Matorral de 9,2 MW
Modalidad de concurso:
Nuevos parques eólicos destinados
a verter toda la energía en la red.
Parque Eólico El Matorral
Modalidad de concurso: Nuevos parques eólicos destinados a verter toda la energía en la red
ÍNDICE
A.
MEMORIA RESUMEN ....................................................................................................1
B.
DATOS DE POTENCIA Y ENERGÍA DE ORIGEN EÓLICO ..........................................5
B.1. Potencia total y unitaria (por aerogenerador) a instalar en el parque eólico. ..................5
B.2. Área de terreno ocupado.................................................................................................5
B.3. Energía anual estimada producida por el parque eólico, calculada según anexo IV. .....5
B.4. Horas equivalentes y factor de capacidad previstos para la instalación. ........................5
C.
AEROGENERADORES ..................................................................................................8
C.1. Número de aerogeneradores a instalar...........................................................................8
C.2. Descripción técnica de los aerogeneradores a instalar.................................................10
C.3. Curvas de las máquinas eólicas................................................................................... 12
C.4. Certificación del fabricante de que todos los aerogeneradores del parque eólico
cumplen con los tarados de protecciones de nivel I mostrados en el punto 2 del
Artículo 11 de la Orden de 15 de noviembre de 2006...................................................14
C.5. Vida útil de las máquinas a instalar, contada desde la puesta en servicio definitiva
del parque hasta el cese de su actividad de producción, acreditada por el fabricante. 16
D.
SEGURIDAD EN EL SUMINISTRO Y AFECCIÓN AL SISTEMA ELÉCTRICO ...........19
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. .................................................19
D.2. Propuesta de acciones o inversiones que mejoren la estabilidad/curva de carga del
sistema. .........................................................................................................................21
D.3. Descripción de los sistemas de gestión telemática detallando el sistema de
desconexión y potencia implicada en los escalones. ....................................................23
D.4. Certificación del fabricante que acredite que el modelo de aerogenerador del parque
no consume energía activa ni reactiva cuando se produzca un hueco de tensión en
la red próxima (en valores por debajo del 80% de la tensión nominal de la red)..........25
D.5. Certificación del fabricante que acredite que el modelo de aerogenerador del parque
puede aportar energía reactiva cuando se produzca un hueco de tensión, en un
rango entre el 80% y el 20% de la tensión nominal de la red. ......................................25
E.
LOCALIZACIÓN GEOGRÁFICA ...................................................................................27
F.
TERRENOS ..................................................................................................................29
G.
ASPECTOS MEDIOAMBIENTALES .............................................................................33
G.1. Identificación e influencias sobre parques nacionales, espaciones naturales
proetegidos, ZEPA, LIC y sitios arqueológicos o de interés histórico cercano. ............33
G.2. Propuestas para la mejora del entorno en el que se encuentra situado el parque
durante su periodo de funcionamiento. .........................................................................37
G.3. Plan de desmantelamiento del parque que incluya medidas de restauración como
eliminación de equipos, máquinas, construcciones realizadas, cobertura de
cimentaciones, tratamiento de suelos, carreteras, etc. y medidas de mejora del
entorno una vez el parque se encuentre completamente desmantelado......................42
Página i
H.
ASPECTOS SOCIOECONÓMICOS .............................................................................47
H.1. Presupuesto ..................................................................................................................47
H.2. Acuerdos formales con las entidades locales canarias, previstas en el artículo 3 de
la ley 7/1985, de 2 de abril, reguladora de las Bases de Régimen local, en los que
conste el compromiso firme y exigible de la promotora del parque eólico de destinar
una parte de los ingresos anuales generados por la venta de la energía producida
por la instalación eólica a sufragar iniciativas de dichas entidades locales de
naturaleza energética, social o medioambiental. ..........................................................47
Página ii
APARTADO A.
MEMORIA RESUMEN.
A.
MEMORIA RESUMEN
1.- PETICIONARIO:
NOMBRE:
DIRECCIÓN SOCIAL:
MUNICIPIO
DIRECCIÓN NOTIFICACIÓN:
MUNICIPIO:
TELÉFONO 1:
e-mail:
Mancomunidad de Municipios de Gran Canaria para la
potenciación de las Energías renovables, la C.I.F.:
Investigación y el Desarrollo.
C/ El Agua S/N
C.P.:
Vega de San Mateo
ISLA:
C/ El Agua S/N
C.P.:
Vega de San Mateo
ISLA:
928 661 357
TELÉFONO 2:
928 660 940
FAX:
gerente@medianias.org
P-3500017-C
Gran Canaria
GRAN CANARIA
928 661 184
2.- REPRESENTACIÓN:
NOMBRE:
Gregorio González Vega
CARGO
Presidente
D.N.I.:
TIPO DE REPRESENTACIÓN
*1
NOMBRE:
44.710.248-L
mancomunada
D.N.I.:
*1
CARGO:
NOMBRE:
D.N.I.:
*1
CARGO:
*1 (Indicar si es solidaria, mancomunada, etc.)
3.- DATOS RELATIVOS AL PARQUE:
DENOMINACIÓN:
Parque eólico El Matorral
EMPLAZAMIENTO:
Zona de El Matorral
LOCALIDAD:
Juan Grande
MUNICIPIO:
San Bartolomé de Tirajana.
ISLA:
Gran Canaria
POTENCIA NOMINAL A INSTALAR (kW):
9.200 kW
NÚMERO DE AEROGENERADORES:
4
ENERGÍA ANUAL ESTIMADA (kWh):
31.426.590,97 kWh
HORAS EQUIVALENTES (H/AÑO):
3.415
DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO: (Incluir singularidades del proyecto):
El parque eólico de El Matorral está compuesto por cuatro aerogeneradores distribuidos en dos filas, una de un
aerogenerador y otra de tres, de 2.300 kW de potencia unitaria.
Los aerogeneradores se ubicarán en la zona de El Matorral, Juan Grande, municipio de San Bartolomé de Tirajana.
Se intentará en todo momento minimizar su efecto sobre terrenos colindantes y carreteras de paso, y facilitando al máximo
las posteriores labores de montaje.
AEROGENERADORES
POTENCIA
POTENCIA
Nº
MODELO
VIDA ÚTIL
UNITARIA (kW)
MODELO (kW)
11
ENERCON E-70
20 AÑOS
2.300
2.300
21
ENERCON E-70
20 AÑOS
2.300
2.300
22
ENERCON E-70
20 AÑOS
2.300
2.300
23
ENERCON E-70
20 AÑOS
2.300
2.300
4.- TERRENO.
2
SUPERFICIE DE TERRENO DISPONIBLE (m ):
2
SUPERFICIE DE TERRENO AFECTADA POR EL CONJUNTO DE AEROGENERADORES (m ):
2
SUPERFICIE DE TERRENO AFECTADA POR INSTALACIONES EÓLICAS COLINDANTES (m ):
Memoria Resumen
2
38.150,00 m
2
746.016,60 m
2
0,00 m
Página 1
5.- IDENTIFICACIÓN DE ESPACIOS NATURALES Y PARQUES EÓLICOS MÁS CERCANOS.
DISTANCIA
2
MÍNIMA (m )
Parque eólico de Juan Grande
Parque eólico
570,56 m
Parque eólico Tirajana
Parque eólico
1127,31 m
Parque eólico de 1.7 MW Juliano Bonny (autorizado) Expte. Nº ER 03/019
Parque eólico
247,74 m
Juncalillo del Sur
E.N.P
1.963,81 m
Juncalillo del Sur
ZEPA
1.963,81 m
Juncalillo del Sur
LICS
1.963,81 m
*2 Se especificarán todos los Parques Naturales, espacios integrantes de la Red Canaria de Espacios Naturales
Protegidos, Z.E.P.A. (Zonas Especiales de Protección de Aves), L.I.C. (Lugares de Interés Comunitario) e instalaciones
eólicas cercanas.
NOMBRE
*2
IDENTIFICACIÓN
Memoria Resumen
Página 2
APARTADO B.
DATOS DE POTENCIA Y
ENERGÍA DE ORIGEN
EÓLICO.
B.1.
POTENCIA TOTAL Y UNITARIA A
INSTALAR.
B.2. ÁREA DE TERRENO OCUPADO.
B.3.
ENERGÍA
ANUAL
ESTIMADA
PRODUCIDA POR EL PARQUE EÓLICO,
CALCULADA SEGÚN ANEXO IV.
B.4.
HORAS EQUIVALENTES Y FACTOR DE
CAPACIDAD
PREVISTOS
PARA
LA
INSTALACIÓN.
B.
DATOS DE POTENCIA Y ENERGÍA DE ORIGEN EÓLICO
B.1. POTENCIA TOTAL Y UNITARIA (POR AEROGENERADOR) A INSTALAR EN EL
PARQUE EÓLICO.
La potencia total a instalar objeto de la presente solicitud es de 9.200 kW.
La potencia total unitaria de la máquina seleccionada es de 2.300 kW.
B.2. ÁREA DE TERRENO OCUPADO
Como superficie de terreno ocupada se considerará aquella contenida en la envolvente
poligonal, constituida por los contornos exteriores de las áreas de sensibilidad eólica de los
aerogeneradores que componen el parque, proyectada y medida en un plano horizontal.
Como definición de área de sensibilidad eólica se ha tomado la establecida en el artículo 3
del Decreto 32/2006, de 27 de marzo. (No se ha incluido a efectos de cálculo de esta área
las cimentaciones, canalizaciones, estaciones transformadoras, accesos o cualquier otro
elemento afecto al parque, tal y como indica en el Anexo II de la Orden de 27 de abril de
2007)
Área de terreno ocupado =
746.016,60 m2
B.3. ENERGÍA ANUAL ESTIMADA
CALCULADA SEGÚN ANEXO IV.
PRODUCIDA
POR
EL
PARQUE
EÓLICO,
PAE del parque con afección (Energía, kWh) = 31.426.590,97 kWh
B.4. HORAS EQUIVALENTES Y FACTOR DE CAPACIDAD PREVISTOS PARA LA
INSTALACIÓN.
PAE del parque con afección (Horas Equivalentes) = 3.415,93 h.e.
Factor de capacidad (%): 38,99 %
Datos de Potencia y energía de origen eólico
Página 5
APARTADO C.
AEROGENERADORES.
C.1.
NÚMERO DE AEROGENERADORES A
INSTALAR.
C.
AEROGENERADORES
C.1. NÚMERO DE AEROGENERADORES A INSTALAR
El número de aerogeneradores a instalar es de 4 ENERCON – E70 / 2.300 kW.
Aerogeneradores
Página 8
C.2.
DESCRIPCIÓN TÉCNICA
AEROGENERADORES A INSTALAR.
DE
LOS
C.2. DESCRIPCIÓN TÉCNICA DE LOS AEROGENERADORES A INSTALAR.
Se adjunta descripción técnica detallada del aerogenerador aportada por el fabricante:
•
•
•
•
•
•
•
Descripción Técnica E–70 E4
Weights and Dimensions E–70 E4/S/63/3F/01
Design Basis E–70 E 4
Statement of Compliance for the Design Assessment
Type Certificate
ENERCON Data Sheet grid performance – ENERCON E–70 E4 – Configuración: FT
ENERCON SCADA SYSTEM.
Aerogeneradores
Página 10
C.3.
CURVAS DE
MÁQUINAS EÓLICAS.
POTENCIA
DE
LAS
C.3. CURVAS DE LAS MÁQUINAS EÓLICAS
Se adjunta acreditación y evaluación de los parámetros aportados por el fabricante.
•
•
•
•
•
Curva de potencia E–70
Curva de potencia de los aerogeneradores ENERCON
ENERCON Storm control
Extract from Test Report – DEWI – PV 0308-08.7
Coeficiente de empuje ENERCON E–70 / 2.3 MW
Aerogeneradores
Página 12
C.4.
CERTIFICACIÓN DEL FABRICANTE DE
QUE TODOS LOS AEROGENERADORES DEL
PARQUE EÓLICO CUMPLEN CON LOS
TARADOS DE PROTECCIONES DE NIVEL I
MOSTRADOS EN EL PUNTO 2 DEL ARTÍCULO
11 DE LA ORDEN DE 15 DE NOVIEMBRE DE
2006.
C.4. CERTIFICACIÓN DEL FABRICANTE DE QUE TODOS LOS AEROGENERADORES
DEL PARQUE EÓLICO CUMPLEN CON LOS TARADOS DE PROTECCIONES DE
NIVEL I MOSTRADOS EN EL PUNTO 2 DEL ARTÍCULO 11 DE LA ORDEN DE 15
DE NOVIEMBRE DE 2006.
En cumplimiento con lo regulado en el punto 2 del Art. 11 de la Orden de 15 de noviembre
de 2006, por la que se regulan las condiciones técnico-administrativas de las instalaciones
eólicas ubicadas en Canarias, se adjunta documentación justificativa, aportada por el
fabricante, con los tarados de protecciones de Nivel I que cumplen las protecciones del
aerogenerador del parque eólico.
Según dicha Orden se estipula como tarado de las protecciones del Nivel I definido por los
siguientes valores:
Máxima frecuencia: 51 Hz, 0,1s
Mínima frecuencia: 47,5 Hz, 0,1s
Sobretensión: 105% Vn, 0,3s
Para la justificación de las protecciones se adjuntan las características aportadas por el
fabricante:
•
ENERCON Data Sheet grid performance – ENERCON E-70 E4 – Configuración: FT.
Aerogeneradores
Página 14
C.5.
VIDA ÚTIL DE LAS MÁQUINAS A
INSTALAR, CONTADA DESDE LA PUESTA EN
SERVICIO DEFINITIVA DEL PARQUE HASTA EL
CESE DE SU ACTIVIDAD DE PRODUCCIÓN,
ACREDITADA POR EL FABRICANTE.
C.5. VIDA ÚTIL DE LAS MÁQUINAS A INSTALAR, CONTADA DESDE LA PUESTA EN
SERVICIO DEFINITIVA DEL PARQUE HASTA EL CESE DE SU ACTIVIDAD DE
PRODUCCIÓN, ACREDITADA POR EL FABRICANTE.
La vida útil de las máquinas a instalar contada desde la puesta en servicio definitiva del
parque hasta el cese de su actividad de producción, acreditada por el fabricante del
aerogenerador es de 20 años.
A continuación se adjunta documento acreditativo referente a la vida útil de la potencia a
instalar aportado por el fabricante:
•
Información sobre la vida útil de los aerogeneradores ENERCON.
Aerogeneradores
Página 16
APARTADO D.
SEGURIDAD EN EL
SUMINISTRO Y
AFECCIÓN AL SISTEMA
ELÉCTRICO.
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.
D.
SEGURIDAD EN EL SUMINISTRO Y AFECCIÓN AL SISTEMA ELÉCTRICO
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.
Se detallan los datos estimados de la red eléctrica de transporte en la zona del parque
eólico:
Tensión nominal de la red = 20 kV
Tipo de línea de evacuación: Subterránea.
Potencia corto (20kV) ≥ 40 MVA.
El posible punto de conexión a red se encuentra ubicado en la subestación de El Matorral,
propiedad de Unelco. La acometida al centro de transformación se realiza mediante cable
subterráneo de configuración (3x1x150mm2 Al), de tensión nominal 24 kV y tensión de
servicio de 20 kV con una frecuencia industrial de 50 Hz.
Tanto la estación transformadora como la línea de evacuación de energía en MT, instaladas
actualmente, se encuentran suficientemente sobredimensionadas como para dar cabida al
incremento de potencia que supone la instalación de un parque eólico de 9,2 MW.
Seguridad en el suministro y afección al sistema eléctrico
Página 19
D.2.
PROPUESTAS DE ACCIONES O
INVERSIONES
QUE
MEJOREN
LA
ESTABILIDAD/CURVA
DE
CARGA
DEL
SISTEMA.
D.2. PROPUESTA DE ACCIONES O INVERSIONES
ESTABILIDAD/CURVA DE CARGA DEL SISTEMA.
QUE
MEJOREN
LA
La mejora de la estabilidad de la curva de carga del sistema viene dada según la hoja de
características que se adjunta a continuación, de manera que se puede hacer un control
tanto de la potencia activa como reactiva del sistema.
Según normativa, el parque eólico deberá mantenerse conectado ante huecos de tensión
como los descritos en la siguiente figura:
El ENERCON E-70 / 2300 kW tiene un mayor rango de actuación que el solicitado, según la
hoja de características que se adjunta a continuación.
Se adjunta la documentación técnica del fabricante siguiente:
• ENERCON Data Sheet grid performance – ENERCON E-70 E4 – Configuración: FT
• Explicaciones de ENERCON respecto a control de potencia activa y control de
frecuencia por medio de la potencia activa.
Página 21
D.3. DESCRIPCIÓN DE LOS SISTEMAS DE
GESTIÓN TELEMÁTICA DETALLANDO EL
SISTEMA DE DESCONEXIÓN Y POTENCIA
IMPLICADA
EN
LOS
ESCALONES
D.3. DESCRIPCIÓN DE LOS SISTEMAS DE GESTIÓN TELEMÁTICA DETALLANDO EL
SISTEMA DE DESCONEXIÓN Y POTENCIA IMPLICADA EN LOS ESCALONES.
Para la descripción de los sistemas de gestión telemática se adjuntan los siguientes
documentos:
•
•
ENERCON SCADA SYSTEM
Explicaciones de ENERCON respecto a control de potencia activa y control de
Página 23
D.4. CERTIFICACIÓN DEL FABRICANTE QUE
ACREDITE
QUE
EL
MODELO
DE
AEROGENERADOR
DEL
PARQUE
NO
CONSUME ENERGÍA ACTIVA NI REACTIVA EN
LOS HUECOS DE TENSIÓN DE LA RED
PRÓXIMA (EN VALORES POR DEBAJO DEL
80% DE LA TENSIÓN NOMINAL DE LA RED)
D.5. CERTIFICACIÓN DEL FABRICANTE QUE
ACREDITE
QUE
EL
MODELO
DE
AEROGENERADOR DEL PARQUE PUEDE
APORTAR ENERGÍA REACTIVA CUANDO SE
PRODUZCA UN HUECO DE TENSIÓN, EN UN
RANGO ENTRE EL 80% Y EL 20% DE LA
TENSIÓN NOMINAL DE LA RED.
D.4. CERTIFICACIÓN DEL FABRICANTE QUE ACREDITE QUE EL MODELO DE
AEROGENERADOR DEL PARQUE NO CONSUME ENERGÍA ACTIVA NI
REACTIVA CUANDO SE PRODUZCA UN HUECO DE TENSIÓN EN LA RED
PRÓXIMA (EN VALORES POR DEBAJO DEL 80% DE LA TENSIÓN NOMINAL DE
LA RED).
D.5. CERTIFICACIÓN DEL FABRICANTE QUE ACREDITE QUE EL MODELO DE
AEROGENERADOR DEL PARQUE PUEDE APORTAR ENERGÍA REACTIVA
CUANDO SE PRODUZCA UN HUECO DE TENSIÓN, EN UN RANGO ENTRE EL
80% Y EL 20% DE LA TENSIÓN NOMINAL DE LA RED.
Se adjunta documentación acreditada por el fabricante referente al comportamiento eléctrico
del aerogenerador ante huecos de tensión, así como a la aportación de energía reactiva
ante huecos de tensión:
•
ENERCON Data Sheet grid performance – ENERCON E-70 E4 – Configuración: FT
•
Explicaciones de ENERCON respecto a control de potencia activa y control de
•
Comment to requirements in Spain to provide a certificate for WECs to meet PO 12.3
requirements.
•
Medición de las características eléctricas de acuerdo a IEC61400-21 con respecto a
la conexión a la red eléctrica la E–70 E 4.
Página 25
APARTADOS E Y F.
LOCALIZACIÓN
GEOGRÁFICA Y
TERRENOS.
E.
LOCALIZACIÓN GEOGRÁFICA
Localización geográfica
Página 27
E.1. PLANOS (Nº1 y Nº 2)
F.
TERRENOS
Terrenos
Página 29
F.1. PLANOS (Nº 3, Nº 4, Nº 5, Nº 6).
F.2.
DOCUMENTACIÓN
JUSTIFICATIVA
RELATIVA A LA DISPONIBILIDAD DE LOS
TERRENOS.
APARTADO G.
ASPECTOS
MEDIOAMBIENTALES.
G.1. IDENTIFICACIÓN E INFLUENCIA SOBRE
PARQUES
NACIONALES,
ESPACIOS
NATURALES PROTEGIDOS, ZEPA, LIC Y
SITIOS ARQUEOLÓGICOS O DE INTERÉS
HISTÓRICO CERCANOS.
G.2. PROPUESTAS PARA LA MEJORA DEL
ENTORNO EN EL QUE
SITUADO EL PARQUE.
G.3.
SE
ENCUENTRA
PLAN DE DESMANTELAMIENTO DEL
PARQUE.
G.
ASPECTOS MEDIOAMBIENTALES
G.1. IDENTIFICACIÓN
E
INFLUENCIAS
SOBRE
PARQUES
NACIONALES,
ESPACIONES
NATURALES
PROETEGIDOS,
ZEPA,
LIC
Y
SITIOS
ARQUEOLÓGICOS O DE INTERÉS HISTÓRICO CERCANO.
A.
Identificación de Espacios Naturales Protegidos
Como se puede apreciar en el plano nº 6 y que también aparece reflejada en la memoria
resumen, a unos 2 Km. al Sur del emplazamiento propuesto se encuentra el Sitio de Interés
Científico de Juncalillo del Sur (C-32). Sus características generales son que este área
alberga una de las escasas poblaciones del amenazado chaparro (Convolvulus caputmedusae). Además, las charcas naturales de la costa constituyen un hábitat en buen estado
de conservación e incluido en la red zona de especial protección para las aves (ZEPA) de la
CEE, donde se refugian muchas especies limícolas y migradoras, algunas de las cuales
están protegidas por la legislación española y por convenios internacionales.
Este espacio fue declarado por la Ley 12/1987, de 19 de junio, de Declaración de Espacios
Naturales de Canarias como paraje natural de interés nacional de Juncalillo del Sur y
reclasificado por la Ley 12/1994, de 19 de diciembre, de Espacios Naturales de Canarias
como sitio de interés científico.
El espacio ha sido declarado zona de especial protección para las aves según lo que
establece la Directiva 79/409/CEE relativa a la Conservación de las Aves Silvestres.
B.
Patrimonio arqueológico y etnográfico
Consultada la documentación al respecto, cartas arqueológicas, relación de bienes de
interés cultural, etc., se obtiene que no existe ningún bien patrimonial digno de protección
dentro del área de estudio.
C.
Usos del suelo
Según la propuesta de ubicación de los aerogeneradores, la zona objeto de estudio aparece
clasificada en el Plan Insular de Ordenación (PIO) de Gran Canaria como zona B.b.1.1 de
muy alto valor natural. Por lo tanto:
-
En las Zonas Bb se han diferenciado varias situaciones. Las zonas Bb1.2 y Bb1.3
son zonas predominantemente agrícolas o mixtas agrícola-naturales, y en las que se
caracterizan las primeras (Bb1.2) por su valor o interés paisajístico, al constituir
ámbitos bien conservados y no alterados y que deben ser objeto de medidas de
protección de dichos valores y de regulación de los usos de acuerdo con dichas
características. Las zonas Bb1.3 están caracterizadas mayoritariamente por ser
zonas que albergan valores y zonas naturales en su interior; en su conjunto estas
zonas admiten una mayor tolerancia e intensidad de usos que las anteriores y en
muchas ocasiones constituyen ámbitos de gran interés paisajístico.
-
Las zonas Bb1.1 y Bb2 son las zonas de aprovechamiento agrícola más intensivo y
con mejores condiciones para el desarrollo de dicha actividad. Las primeras están
constituidas por las principales extensiones de suelos agrícolas de las plataformas
costeras, mayoritariamente caracterizados por la existencia de grandes parcelas, y
situadas en ámbitos muy dinámicos, por lo que se justifica su protección, en especial,
frente a los procesos de urbanización. Las zonas Bb2 son zonas de las medianías y
Aspectos medioambientales
Página 33
se caracterizan por albergar gran parte de los mejores suelos naturales de la isla.
Estas zonas están en ocasiones tensionadas por los crecimientos urbanísticos pero
también por una dispersión cada vez mayor de usos puntuales en suelo rústico que
justifica su protección frente a dichos procesos u otros que pudieran afectar a su
función productiva agrícola.
Según el Volumen IV, Tomo I, Anexo 2 de la zona B.b.1.1. se pueden realizar
infraestructuras de energía, en concreto instalaciones de aerogeneradores.
Según el Ayuntamiento de San Bartolomé, el suelo se encuentra catalogado según el plan
de ordenación urbano como suelo rústico de protección agraria. Para este tipo de suelo
se establecen tres categorías, en razón del valor natural que tiene el suelo, en planeamiento
de rango superior y de la intensidad o limitación de las actuaciones que se pueden
desarrollar en él. Estos suelos se han subcategorizado, como:
-
Suelo Rústico de Protección Agraria 1 (RPA-1): Es el suelo de protección agraria que
coincide con aquellos suelos donde el régimen de usos será compatible con el mayor
valor natural de este, coinciden con los de mayor valor natural establecidos en los
planos de Zonificación y Ordenación de los Recursos Naturales del PIO de Gran
Canaria.
-
Suelo Rústico de Protección Agraria 1 (RPA-2): Se da esta categoría, al Suelo
Rústico de Protección Agraria, que se encuentra aproximadamente sobre la cota 300
m.s.n.m. y que no posee el valor natural de los suelos RPA-1.
-
Suelo Rústico de Protección Agraria 1 (RPA-3): Se trata de los suelos rústicos de
protección agraria, ubicados de forma general por debajo de la cota 300 metros,
donde en la actualidad se desarrollan cultivos intensivos bajo plásticos o mallas o se
trata de zona susceptible del desarrollo de estos cultivos y que no están incluidos en
las subcategorías anteriores.
En el caso de la zona en estudio la parcela está catalogada como RPA-3.
Según el plan de Ordenación de San Bartolomé de Tirajana, hay una catalogación de suelo
rústico de protección de infraestructuras. El suelo de protección de infraestructuras es
aquella categoría que se establece para garantizar las zonas de protección y reserva que
permiten la funcionalidad de las infraestructuras viarias, de telecomunicaciones, energéticas,
hidrológicas, de abastecimiento, saneamiento y análogas. Dentro de esta categoría se
incluyen los enclaves en suelo rústico o instalaciones de interés general.
Esta categoría de suelo es compatible con cualquier otra de las establecidas en este
municipio.
Para el establecimiento de esta categoría de suelo rústico se han considerado las siguientes
infraestructuras:
- Hidráulicas: Se entenderán incluidas, en todo caso, los embalses y presas, las
instalaciones asociadas a pozos y galerías, las balsas y los estanques, cuando se
considere necesaria su protección; las plantas potabilizadoras y desaladoras; las
grandes conducciones de agua, especialmente entre cuencas, y sus instalaciones
asociadas para bombeo, distribución y otras; instalaciones de depuración de aguas
residuales; redes de saneamiento y construcciones asociadas; redes de aguas
depuradoras y construcciones asociadas; redes de abastecimiento de aguas para
abasto y riego y construcciones asociadas a las mismas; obras de toma y
evacuación de aguas de mar de todo tipo y emisarios submarinos.
Página 34
-
Transporte terrestre, aéreo y marítimo: Se entenderán incluidos las pistas (incluso
las de nueva apertura), las carreteras locales, las vías locales, las vías insulares y
regionales (carreteras, autovías y autopistas); los aeródromos, helipuertos, los
puertos comerciales, los puertos industriales y diques portuarios.
-
Generación, transporte y distribución de energía: Se incluyen las redes de transporte
de energía, las redes de distribución de energía, las estaciones transformadoras,
torreones y similares, centrales de producción de energía, parques eólicos y
aerogeneradores y los parques de energía solar.
-
Telecomunicaciones: Antenas, repetidores e instalaciones de radio, telefonía y
televisión u otros. Los tendidos telefónicos, de televisión y similares.
-
Residuos: Puntos limpios, plantas de transferencia, vertederos de inertes, vertederos
de residuos sólidos urbanos, plantas para el tratamiento de residuos peligrosos,
plantas para tratamiento de chatarra, incineradoras, etc.
-
Pesqueras: Refugios e instalaciones anexas ligadas a los mismos.
-
Cualquier instalación pesquera en ausencia de refugios pesqueros.
En este suelo sólo serán posibles los usos y las actividades, con sus correspondientes
construcciones e instalaciones, de carácter temporal o permanente, necesarias para la
ejecución y el mantenimiento de obras y la prestación de servicios relacionados con el
transporte de vehículos, aguas, energía u otros, las telecomunicaciones, la depuración y las
que estuvieran previstas en los instrumentos de planeamiento territorial, o estando que
previstas no estuvieran suficientemente detalladas.
Las instalaciones de redes de transporte de energía, parques eólicos e instalaciones para la
captación de energía solar u otras formas de energía alternativas, que deberán ser
ordenadas mediante un Plan Territorial Especial, sin perjuicio de las disposiciones del
planeamiento insular y general. Asimismo, se podrá autorizar instalaciones de generación y
transformación de energía eléctrica mediante tecnologías convencionales.
Fuente: PIO de Gran Canaria
Consultada la Sección 27. Infraestructuras de Producción y Transporte de Energía, de
Telecomunicaciones e Hidrocarburos, la zona seleccionada para la instalación del parque
eólico aparece definida dentro de las “Zonas Eólicas Insulares”, y tal y como se recoge en
el apartado l del Artículo 175 del Plan de Ordenación de Infraestructuras de Producción
de Energía Eólica (Plan Territorial Especial, PTE32) del Plan Insular de Ordenación de
Gran Canaria:
“l La implantación de parques eólicos con aerogeneradores de media y alta potencia
se circunscribirá a las Zonas Eólicas insulares graficadas en el Plano nº 5.1 de
Ordenación Territorial de Infraestructuras, “Infraestructuras e Instalaciones de
Producción de Energía Eólica”, contenidas en el Tomo 1 del Volumen de este Plan”.
Página 35
Plano nº 5.1 de Ordenación Territorial de Infraestructuras, “Infraestructuras e Instalaciones
de Producción de Energía Eólica.
En el caso de la zona en estudio, la parcela está catalogada como suelo rústico y se
encuentra dentro de la zona calificada por el PIOT como “Suelo donde se pueden instalar
Infraestructuras e instalaciones de Producción de energía eólica.
Página 36
G.2. PROPUESTAS PARA LA MEJORA DEL ENTORNO EN EL QUE SE ENCUENTRA
SITUADO EL PARQUE DURANTE SU PERIODO DE FUNCIONAMIENTO.
A lo largo de este apartado se desglosan las medidas de mejora ambiental que se proponen
para la minimización, corrección y/o compensación de los efectos sobre el entorno de
actuación del proyecto, encuadrándolas en dos grandes grupos:

Medidas preventivas: entendidas éstas como aquéllas encaminadas a evitar o
minimizar las afecciones generadas por la construcción o explotación del parque eólico
y garantizar el cumplimiento de las especificaciones incluidas en el proyecto y la
legislación vigente.

Medidas correctoras: cuyo objetivo es la recuperación, total o parcial, de las
condiciones existentes antes de la realización del proyecto mediante actuaciones
concretas no contempladas inicialmente en el mismo.
A) MEDIDAS PREVENTIVAS
A.1) FASE DE CONSTRUCCIÓN
La fase de construcción será la que mayor número de impactos genere, si bien muchos de
ellos tendrán un carácter temporal. En este caso, los movimientos de tierra y la creación de
viales de acceso son inexistentes, sólo las cimentaciones, zanjas, parque de maquinaria,
etc. generarán una modificación del relieve interior del recinto, y generación de ruidos y
emisiones de polvo y gases. Su impacto se determinará como moderado y su carácter
estacional en la mayor parte de los casos.
Las medidas preventivas propuestas son las que se relacionan a continuación, agrupadas
según su origen o tipo de afección ambiental:
I.
Consideraciones generales
Como aspectos generales que deberán tenerse en cuenta durante las tareas constructivas
se incluyen:

El Reglamento de Actividades Molestas, Insalubres y Peligrosas (Decreto 2414/1961
de 20 de noviembre), principalmente en relación con todas aquellas actuaciones
implicadas en el proceso constructivo que puedan suponer inconvenientes a la
población.

El Real Decreto 1627/1977, de 24 de octubre, por el que se establecen las
disposiciones mínimas de seguridad y salud en las obras de construcción.
II.
Molestias por la emisión de polvo y el incremento de los niveles sonoros en la
adecuación de accesos y construcción de cimentación y plataforma.
Los accesos ya existen previa la instalación del aerogenerador. En cualquier momento,
incluso tras el mismo montaje, deberá ser posible acceder al aerogenerador para cualquier
reparación o asistencia técnica, con vehículos de mantenimiento y grúa.
Las medidas preventivas para atenuar el efecto del ruido de la maquinaria se dirigen hacia el
cumplimiento de las especificaciones de las Directivas Comunitarias, en cuanto a niveles de
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potencia acústica. Estas Directivas aportan los niveles máximos de ruido a emitir por las
máquinas y fijan la metodología a seguir para medir los valores de potencia acústica:
−
−
−
−
CEE 81/1051: “Máquinas y materiales utilizados en las obras de construcción”.
CEE 92/97: “Dispositivos de escape de los vehículos a motor”.
CEE: 84/534: “Nivel de potencia acústica admisible de las grúas torre”.
CEE 84/536: “Nivel de potencia acústica admisible de los grupos electrógenos de
potencia”.
Los posibles efectos ambientales derivados de emisión de polvo pueden prevenirse con
actuaciones de fácil aplicación y bajo coste económico, entre las que se proponen las
siguientes:
−
−
III.
Los camiones de transporte de materiales terrígenos (todo en uno), deberán ir
provistos de una lona que cubra los áridos que minimice la emisión de polvo a la
atmósfera.
Se debería establecer un procedimiento de limpieza periódica de los camiones y de las
zonas de transito más críticas que evite el arrastre y diseminación de sedimentos por
las vías de comunicación próximas.
Molestias por tráfico pesado
El tráfico de los vehículos pesados, con motivo de las obras, deberá tener en cuenta la
densidad de circulación de las vías de acceso a la piscifactoría y a la zona de obras,
circulando por las vías señaladas por la dirección de obra o por la autoridad competente.
Estas precauciones deberán respetarse especialmente en el caso de los viales que
discurren por el núcleo urbano.
IV.
Afecciones a la calidad del medio geofísico y la comunidades biológicas
Gran parte de las posibles afecciones sobre la calidad del medio geofísico y las
comunidades biológicas que pueden reducirse o minimizarse durante la fase de
construcción tienen un origen común, por lo que las medidas preventivas que se proponen
son aplicables a todos los compartimentos ambientales considerados:

Toda la maquinaria utilizada deberá estar en buen estado y no se permitirán los
cambios de aceites y repuesto de combustibles en la zona de actuación. Asimismo, si
se acopian materiales que puedan producir lixiviados, se evitará su vertido al medio.
En caso de derrame accidental de lubricantes o combustibles en las plataformas se
procederá inmediatamente a su limpieza por medios manuales o mecánicos.

Los residuos generados por el personal de obra se depositarán en recipientes
adecuados para su posterior retirada por el servicio competente. Igualmente, las aguas
fecales de los sanitarios se transportarán mediante gestor autorizado. En ningún caso
se procederá a su vertido directo al terreno.

La Dirección de obra debe cerciorarse de la inexistencia de zonas de anidamiento de
aves o madrigueras de mamíferos roedores.

Los baches se deben reparar de manera regular. Si los caminos se utilizan por
muchos vehículos, como los dedicados al suministro de hormigón, transportes y otros
vehículos de operación y mantenimiento, se deben habilitar apartaderos o áreas de
cruzamiento para asegurar un tráfico fluido.
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Deberá establecerse un protocolo de desmonte y movimiento de tierras, sobre todo en
pendientes y, en su caso, de la gestión del material de excavación y nivelado, acorde
con las normas y procedimientos desarrollados para tal fin, aplicando las técnicas y
procedimientos más apropiados para reducir la afección en el entorno próximo.
V.
Paisaje
•
•
•
VI.
Los materiales para el relleno de accesos y bases de cimentación procederán del
entorno, cantera en explotación autorizada y con todos los permisos vigentes. En
caso de apertura de una nueva cantera, esta actuación se considerará como un
proyecto independiente y deberá contar con su correspondiente Estudio de Impacto
Ambiental.
Durante las obras, se cuidará del entorno con una adecuada y ordenada situación de
los acopios, parque de vehículos y limpieza diaria de las zonas ocupadas y de
trabajo.
Finalizadas las obras, se retirarán todos los materiales sobrantes e instalaciones
auxiliares, restos de encofrados y materiales inútiles que hayan sido utilizados en las
obras.
Patrimonio cultural
Durante las obras, especialmente en las labores de movimiento menores de tierras, todo lo que se
extraiga y pudiera tener aprovechamiento: objeto de valor artístico, arqueológico o científico deberá
ser puesto por el contratista a disposición de la Dirección de la Obra, para que ésta pueda proceder
según dicta la legislación vigente en la materia.
A.2) FASE DE EXPLOTACIÓN
La fase de explotación concentra un menor número de impactos, si bien estos serán más
duraderos. En particular, la presencia de los aerogeneradores creará una serie de
afecciones al paisaje de carácter persistente y de importancia, dadas sus dimensiones y su
perceptibilidad desde elementos de interés natural o cultural. La avifauna, en el caso de
Canarias, no se verá significativamente condicionada por la accesibilidad humana a los
espacios colonizados y por las posibilidades de colisión, particularmente de las aves
planeadoras. El tendido eléctrico y la subestación eléctrica serán los elementos restantes de
carácter permanente que perdurarán durante toda la fase de explotación
Durante la fase de explotación, las medidas preventivas deben ir encaminadas al
mantenimiento en óptimas condiciones de la infraestructura eólica, al control de los residuos
y del paisaje y, en definitiva, al cumplimiento de la normativa legal vigente. Todos estos
aspectos deberían integrarse en un Programa de Gestión de Calidad Ambiental para
parques eólicos que garantice su adecuado funcionamiento y la minimización de los riesgos
ambientales.
De todas formas, durante la fase de explotación de las nuevas instalaciones, se dispondrá
de los medios precisos para la limpieza del recinto.
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A.3) FASE DE DESMANTELAMIENTO
Las medidas previstas durante esta fase quedan descritas en el punto G.3 del Plan eólico.
B) MEDIDAS CORRECTORAS
I.
Paisaje
De los impactos identificados, el que de forma más evidente admite la aplicación de medidas
correctoras es la disminución de la calidad paisajística en el entorno tras las distintas fases
de montaje y explotación, cuya percepción será especialmente importante debido a la altura
alcanzada por la torre y diámetro de aspas, visibles desde grandes distancias.
Por ello, se considera fundamental el desarrollo de un proyecto de ordenación paisajística y
sobre todo un tratamiento paisajístico de toda la zona IPE4. Este tratamiento, que en
ningún caso eliminará la influencia negativa sobre la calidad paisajística, podría reducir la
magnitud del impacto, y, por lo tanto, debe incluirse en las medidas de mejora ambiental al
respecto.
No obstante, de forma preliminar y como consideraciones básicas para el caso de la
construcción objeto de este informe se plantean las siguientes medidas correctoras:
Balizamiento de la zona afectada en la fase de construcción por la implantación del
Parque, para la preservación del resto del ámbito.
No se abrirán vías de acceso ni vías de servicio, salvo que no existan, usando en lo
posible las ya presentes en el lugar.
Prohibición de la instalación de plantas para la elaboración de hormigón, para evitar
vertidos.
Rebaje de la cimentación de las torres por debajo del nivel del suelo y su
recubrimiento con material de relleno y tierra vegetal convenientemente apisonada, de
tal forma que la superficie vista quede perfectamente integrada con los perfiles.
Establecimiento de un área concreta con funciones de limpieza, parque de maquinaria
y acopio de materiales, para evitar la difusión de impactos.
Balizamiento y señalización de la superficie transitable, para impedir el tránsito por
otros lugares.
Acopio de la tierra vegetal extraída de las obras, para su posterior reutilización.
Establecimiento de pendientes máximas para los viales, no superiores al 14 por ciento.
Establecimiento de sistemas disuasorios de acceso para vehículos a motor y usuarios
sin derecho a ello.
Prohibición de acumulación de residuos sólidos en los emplazamientos de la obra o
terrenos adyacentes, para evitar la creación de puntos negros.
Prohibición de sobrepasar los 65 dBA durante el día y 45 durante la noche en la fase
de obras, para una distancia de 200 metros.
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Todas las líneas aéreas serán soterradas, prohibiéndose en el parque cualquier tipo
de caseta, edificación o transformador, a excepción de la subestación eléctrica de
transformación, evitando con ellos las infraestructuras no estrictamente necesarias.
La zanja de conexión de los aerogeneradores con la subestación deberá ser
adyacente al vial, y restaurada tras el soterramiento de la línea, para evitar
ocupaciones de espacio superfluas. Así mismo, la conexión del parque con la
Subestación deberá ser soterrada.
Utilización de color blanco, beige, gris y/o azulado en los aerogeneradores, en gamas
claras y mates para atenuar el impacto paisajístico generado por los aerogeneradores.
Revestimiento en piedra procedente de los sobrantes de la excavación de la
subestación eléctrica, con cubierta de teja o lajas para su integración en el entorno, o
en su defecto imitación de arquitectura singular de la zona industrial.
Prohibición de realizar fuego durante la obra. Designación de un responsable de la
seguridad y vigilancia frente a incendios que establezca procedimientos de actuación
preventivos (materiales de extinción, etc.).
Prohibición de extender, terraplenar o verter sobrantes de excavación en lugares no
afectados por la propia obra como garantía de la minimización del impacto.
Eliminación de la iluminación en los aerogeneradores como medida de eliminación del
impacto visual nocturno.
Control de animales muertos y desplazamiento de los mismos.
Deslinde y protección de yacimientos arqueológicos y sus zonas de protección
vinculadas.
Reforestación con especies de la zona, cuando éstas hallan sido eliminadas o
traslocadas. Para la selección de especies se tendrá en cuenta su funcionalidad, su
capacidad de adaptación al medio, su carácter autóctono y facilidad de mantenimiento.
Una vez realizadas las obras se llevará a cabo un seguimiento y mantenimiento continuado
por parte del personal de mantenimiento del parque eólico.
El personal encargado del mantenimiento y supervisión de las instalaciones será formado
para acometer las actuaciones de mantenimiento indicadas, teniendo de esta forma la
seguridad de eficiencia en las actuaciones llevadas a cabo.
PROPUESTAS PARA LA MEJORA DEL ENTORNO.
Una vez finalizadas las obras de instalación de los aerogeneradores se dispondrá la zona
para su revalorización ambiental. Entre las mejoras propuestas destacamos las siguientes:
A. Revegetación de especies de matorral características de la zona.
B. Cubrimiento de zonas más erosionadas por efectos de la pluviometría con materiales
de lava lapilli o picón, impidiendo así, la constante de erosión por efectos de lluvia y
viento.
C. Las construcciones de las subestaciones de transformación deberán imitar las
construcciones agrícolas de la zona, o en su defecto deben encajarse totalmente
mimetizadas con el paisaje.
D. Limpieza de restos de infraestructuras (invernadero) y residuos agrícolas del entorno.
E. Construcción de muro bajo de piedra en aquellas zonas donde sea posible.
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G.3. PLAN DE DESMANTELAMIENTO DEL PARQUE QUE INCLUYA MEDIDAS DE
RESTAURACIÓN
COMO
ELIMINACIÓN
DE
EQUIPOS,
MÁQUINAS,
CONSTRUCCIONES REALIZADAS, COBERTURA DE CIMENTACIONES,
TRATAMIENTO DE SUELOS, CARRETERAS, ETC. Y MEDIDAS DE MEJORA DEL
ENTORNO UNA VEZ EL PARQUE SE ENCUENTRE COMPLETAMENTE
DESMANTELADO.
El proceso de desmantelamiento del parque eólico pasa por diferentes fases, en cada una
de estas deben considerarse los potenciales impactos ambientales producidos. A
continuación se resume el proceso de desmontaje y restauración del terreno teniendo en
cuenta los aspectos medioambientales más relevantes.
Antes de proceder al cierre, desmantelamiento o restauración de la actividad, se notificará a
la Administración competente y luego, a no ser que se den unas instrucciones contrarias, se
redactará un plan de desmantelamiento y restauración de las áreas afectadas de una forma
detallada y considerando la zona en su estada en ese momento.
Desde el punto de vista económico la mejor fianza del desmantelamiento del proyecto es el
valor residual que tienen los propios elementos del parque eólico incluso después de su vida
útil en el proyecto.
A) Proceso
1) Desconexión de la red
2) Extracción del cableado de la torre, los armarios de control y de potencia, el
transformador, el poste de distribución, etc.
3) Desmontaje del buje del rotor, incluidas las palas
4) Extracción del generador en anilla
5) Desmontaje de la carcasa del equipo
6) Desmontaje de la torre (el procedimiento dependerá del tipo de torre)
7) Desmontaje de la cimentación
8) Restauración del terreno
A.1) Desconexión de la red
Antes de comenzar con los trabajos de desmontaje propiamente dichos, se debe
desconectar el aerogenerador de la interfaz más próxima de la red eléctrica.
Por otro lado, cabe considerar que los aerogeneradores y los elementos de la instalación
eléctrica también pueden ser reutilizados, es decir, si aún disponen de utilidad y capacidad
para la que fueron diseñados, podrán continuar con esta función en otro emplazamiento.
A.2) Desmontaje del cableado de la torre, los armarios de control y de potencia, el
transformador, el poste de distribución, etc.
Se debe proceder a desmontar todos los componentes técnicos de la torre, como el
cableado, el transformador, el poste de distribución, el ascensor y los armarios de control y
de potencia. Si no está prevista la reutilización de los componentes, casi todas las piezas del
aerogenerador (cobre, acero, componentes fundidos) se pueden reciclar por completo.
Aquellos materiales que se generen como residuos peligrosos (aceites minerales, baterías,
líquidos del transformador, etc.) deben ser gestionados a través de gestor autorizado por la
Viceconsejería de Medio Ambiente del Gobierno de Canarias.
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A.3) Desmantelamiento de la red subterránea
No será necesario proceder al desmantelamiento total de las zanjas, retirando los cables y
tubos instalados. Sí se eliminarán las arquetas, restaurando las zonas afectadas a su estado
original, y se demolerán los dados de hormigón existentes en los cruces bajo caminos. Esta
última operación no será necesaria en los cruces bajo arroyos, dado que la profundidad a la
que se sitúa el hormigón es superior a un metro. Además, se retirarán desde las arquetas
los cables de fibra óptica para su reciclaje.
El procedimiento será el siguiente:
•
•
•
•
•
•
•
•
Retirada de los tramos de cables afectados desde las arquetas.
Demolición y transporte a vertedero autorizado de las arquetas de conexión.
Retirada y acopio para su posterior reutilización de las capas de firme.
Excavación con medios mecánicos.
Demolición de los dados de hormigón existentes en los cruces bajo caminos
Carga y transporte a vertedero autorizado de los residuos generados.
Relleno de la zanja con los productos de excavación y material procedente de
préstamos.
Extensión y compactación de las capas de firme.
A.4) Desmontaje del buje del rotor, incluidas las palas
El buje junto con las palas del motor se separan del soporte principal con la ayuda de una
grúa. Durante esta fase, el buje del rotor se gira en el aire desde la posición vertical a la
horizontal. Las palas del rotor se desmontan en el suelo.
A.5) Desmontaje del generador en anilla
El generador en anilla se desarma de la carcasa y se extrae con ayuda de la grúa. Una vez
en el suelo, se separan los componentes del generador y se disponen para su reciclaje.
A.6) Desmontaje de la carcasa del equipo
La grúa sostiene la carcasa del equipo y entonces se separa de las bridas superiores de la
torre. El desmontaje completo de los componentes de la carcasa del equipo se realiza en el
suelo.
A.7) Desmontaje de la torre (el procedimiento dependerá del tipo de torre)
El proceso de desmontaje de la torre depende del tipo de torre:
- Con las torres de acero, se aflojan los tornillos de las bridas para que se pueda
proceder al desmontaje de la torre por partes. Durante este proceso, la torre no
suele sufrir daños, e incluso se puede llegar a usar de nuevo. Si resulta imposible su
reutilización, el acero de la torre puede reciclarse por completo, a través de gestores
autorizados.
A.8) Desmontaje de la cimentación
Los cimientos se pueden explosionar o se pueden desarmar con la ayuda de herramientas
hidráulicas. Durante dicho proceso, se separan las partes de acero y de hormigón, con lo
que se posibilita una nueva utilización de estos componentes.
Los cimientos en superficie se desarman totalmente. Para las cimentaciones profundas
(cimentaciones sobre pilotes), los pilotes se quedan bajo tierra pues normalmente no se
pueden extraer por cuestiones técnicas del suelo. Las cabezas de los pilotes se desmontan
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2-3 m por debajo de la superficie del suelo para permitir por ejemplo, la explotación agrícola
del terreno.
En estas labores se tendrá en cuenta la cantidad de tierra desplazada a fin de no ocupar
una mayor superficie, así como el control de ruidos producidos por la maquinaria hidráulica.
A.9) Restauración del terreno
Una vez eliminada la cimentación del aerogenerador y la plataforma se procede a nivelar el
terreno, adecuarlo según el uso de la zona o efectuar una reforestación herbácea y matorral
a fin de devolver las características innatas del territorio.
Las infraestructuras de apoyo –caseta de control- deben desaparecer o incluirse nuevos
usos en ellas sin han sido construidas teniendo en cuenta las medidas correctoras
propuestas.
La rehabilitación consiste en restituir al estado inicial del medio o al actual del entorno (en el
momento de proceder al desmantelamiento) de toda la zona afectada para la implantación
del parque eólico, recuperando la morfología y ambiente que le sea propio.
Será necesario también evaluar la posibilidad de que algunas infraestructuras del parque
puedan ser aprovechadas o reutilizadas por otras actividades o por la comunidad de la zona,
en este caso, hacer especial mención a edificio de control, caminos o líneas eléctricas.
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APARTADO H.
ASPECTOS
SOCIOECONÓMICOS.
H.1. PRESUPUESTO.
H.2.
ACUERDOS FORMALES EXISTENTES
CON LAS ENTIDADES LOCALES CANARIAS.
H.
ASPECTOS SOCIOECONÓMICOS
H.1. PRESUPUESTO
Se adjunta el presupuesto que recoge las inversiones a realizar por partidas,
aerogeneradores, sistema de gestión telemática.
No se dispone aún de ofertas de obra civil e infraestructuras eléctricas asociadas, aunque es
la intención de los promotores que el parque eólico se ejecute bajo la modalidad “llave en
mano”.
Dada la experiencia en obras de este tipo en la zona Sureste de Gran Canaria, se estimará
la inversión a realizar en 1,1 M€/MW, totalizando 10.120.000 € para el parque eólico,
incluyendo todos los conceptos.
H.2. ACUERDOS FORMALES CON LAS ENTIDADES LOCALES CANARIAS,
PREVISTAS EN EL ARTÍCULO 3 DE LA LEY 7/1985, DE 2 DE ABRIL,
REGULADORA DE LAS BASES DE RÉGIMEN LOCAL, EN LOS QUE CONSTE EL
COMPROMISO FIRME Y EXIGIBLE DE LA PROMOTORA DEL PARQUE EÓLICO
DE DESTINAR UNA PARTE DE LOS INGRESOS ANUALES GENERADOS POR LA
VENTA DE LA ENERGÍA PRODUCIDA POR LA INSTALACIÓN EÓLICA A
SUFRAGAR INICIATIVAS DE DICHAS ENTIDADES LOCALES DE NATURALEZA
ENERGÉTICA, SOCIAL O MEDIOAMBIENTAL.
La empresa Mancomunidad de Municipios de GC para la potenciación de las energías
renovables y la I+D pertenece el 100% a capital público y es por ello que todo los ingresos
se utilizarán por las entidades locales. Se considera para el cálculo de la valoración que se
cede el 9 % de la facturación de la energía producida.
Aspectos socioeconómicos
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ENERCON
Information on design Life
Información sobre la vida útil de los
aerogeneradores ENERCON
Information on Design Life eng-spa
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ENERCON
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INFORMACIÓN SOBRE LA VIDA ÚTIL DE LOS AEROGENERADORES ENERCON
La vida útil se basa en las expectativas de vida de los principales componentes
del aerogenerador antes de que sea necesario llevar a cabo una sustitución de
los mismos, como por ejemplo: los elementos giratorios, tales como
rodamientos, motores utilizados para la regulación del paso de pala o para la
orientación de la góndola, y los elementos flexibles, tales como las palas.
Al diseñar un aerogenerador, las cargas de diseño se calculan para un
determinado régimen de viento. Esto incluye, entre otras cosas, una velocidad
anual media de viento, una ráfaga máxima de viento con un período de retorno
de 50 años y una determinada intensidad de turbulencia. Estas cargas de
diseño se extrapolan para un período de 20 años, se multiplican por un factor
de seguridad y posteriormente se utilizan para diseñar los elementos de la
turbina.
Las condiciones de viento en un emplazamiento no se aju stan normalmente de
manera exacta a las condiciones de viento de diseño. En cualquier caso, una
turbina no se desploma automáticamente al cumplir su vida útil de diseño si se
hace un seguimiento de mantenimiento continuo y responsable.
Las torres y cimentaciones, por ejemplo, si se construyen e instalan de manera
adecuada ofrecen varios años de vida adicional. Otros elementos, si se
mantienen según un programa establecido, pueden simplemente precisar de
una sustitución.
ENERCON es una empresa multinacional de tecnología medioambiental que
desarrolla y fabrica conceptos pioneros para la generación de energía
renovable. Teniendo la Investigación y Desarrollo como núcleo de los procesos
de ENERCON, todos los elementos que se diseñan son debidamente
probados y certificados en la totalidad de los aspectos de producción y
aplicación. Los conocimientos de ENERCON se extienden a través de toda la
gama de elementos de los aerogeneradores, desde el diseño hasta su
posterior utilización. ENERCON continúa fabricando los componentes clave de
mayor importancia en sus propias instalaciones, al tiempo que mantiene
estrictos acuerdos de control de calidad con otros proveedores. Con más de
7.400 turbinas en funcionamiento, ENERCON es actualmente el segundo
fabricante de aerogeneradores del mundo y el mayor fabricante mundial de
aerogeneradores sin multiplicadora.
Más adelante hemos enumerado algunos de los rasgos de la tecnología de
ENERCON que contribuyen tanto a la vida de los elementos como al logro de
una producción excepcional a lo largo de toda la vida útil de diseño de 20 años.
ENERCON
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La tecnología de ENERCON demuestra claramente la importancia de la
reducción / eliminación de componentes innecesarios (cuanto menos material
se mueva, menos carga mecánica y más potencia puede ser convertida en
energía). La mejor ilustración de este concepto puede encontrarse en el
Sistema de Generación Directamente Acoplado de ENERCON. El generador
en anilla y el rotor están conectados como un conjunto sin necesidad de
multiplicadora. Al contrario que los aerogeneradores convencionales, el E-66
no tiene multiplicadora y, por ello, evita completamente todas las dificultades y
costes asociados a este elemento de rotación de alta velocidad.
Utilizando el generador síncrono multipolar y la tecnología de velocidad
variable y control de ángulo de paso ajustable, el número de revoluciones que
completa un generador ENERCON en 20 años es aproximadamente el mismo
que realiza un generador convencional en 3 meses. Sin partes moviéndose a
alta velocidad (menos revoluciones también significa menos tensión mecánica
y temperaturas de funcionamiento totales más bajas), se evita en gran medida
el deterioro mecánico, típico de los sistemas con multiplicadora.
En cuanto a los pocos elementos rotativos que se encuentran en las turbinas
de ENERCON, el engrasado se realiza automáticamente y de forma continua
mediante la utilización de unidades de engrasado automático. Así pues, la
lubricación de los rodamientos de la turbina no depende exclusivamente para
ello de la presencia física de personal de mantenimiento y servicio.
Debemos resaltar, que muchas de las turbinas instaladas a finales de los años
70 y principios de los 80, aún continúan en funcionamiento. Estas turbinas se
proyectaron para una vida útil también de entre 20 y 25 años. Es significativo
que su diseño era más pobre y las calidades eran más bajas que en las
turbinas de hoy en día. Se fabricaron sobre la base de una experiencia previa
escasa o inexistente, falta de conocimiento sobre los materiales y sin registros
de operatividad anteriores.
La ingeniería innovadora y la creatividad de la Investigación y Desarrollo
permiten a ENERCON lograr avances significativos en tecnologías de los
materiales que conducen a una vida más larga de los elementos. A
continuación se listan algunos ejemplos actualmente utilizados en los
aerogeneradores ENERCON:
- protección especial contra la corrosión del generador, devanados de cobre
con aislamiento de Clase F para 155°C de acuerdo con la norma VDE,
materiales de aislamiento en varias capas, impregnación al vacío con
revestimiento adicional hidrófugo en los devanados.
- juntas de torre soldadas fuera de la zona de tensión y espesores de torre
mayores con respecto a turbinas de similar potencia.
ENERCON
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- pernos pre-tensados y valores altos de apriete en tornillos para proporcionar
el máximo equilibrio y seguridad de la transmisión de la carga a la
cimentación.
- sistema especial de protección contra la corrosión utilizado en la torre para
una protección máxima del acero.
El diseño de las palas de ENERCON también pone de manifiesto el interés de
la empresa en la longevidad de la máquina. Las condiciones cambiantes de los
pesos y cargas de las palas y de las propias condiciones meteorológicas
afectan a la vida de la pala. La composición de las palas de ENERCON se
basa en resina epoxy reforzada con fibra de vidrio revestida con un gel PUR,
frente al poliéster que resulta más barato y absorbe más la humedad. En
consecuencia, la superficie de la pala es mucho más impermeable a la
humedad y más resistente a otros posibles factores ambientales, lo que implica
menos variación en el peso de la pala. El efecto cíclico de la fuerza centrífuga y
el desplazamiento del peso propio del sistema agravan estas condiciones.
ENERCON ha desarrollado asimismo el mayor diámetro de conexión de pala
disponible hoy en el mercado. La capacidad de carga se incrementa en
consecuencia. Una doble fila de tornillos proporciona una resistencia y
seguridad adicionales en caso de cambios de cargas extremos.
Mediante el uso de un sofisticado sistema de control remoto SCADA (Sistema
de Control y Adquisición de Datos) ENERCON es capaz de observar sobre una
base 24x365 (24 horas y 365 días al año) cualquiera de sus máquinas
instaladas en el mundo. El plazo de respuesta de su sistema de Servicio a las
máquinas es muy rápido y las pérdidas por indisponibilidad se reducen al
mínimo.
Los Acuerdos de Garantía se aplican estrictamente con el fin de mantener la
mayor integridad posible de los elementos de la turbina a lo largo de los
primeros años de la vida de la máquina.
La Garantía incluye mantenimiento preventivo, Servicio no programado,
consumibles, repuestos y el 97 % de disponibilidad técnica.
ENERCON ha certificado por instituciones acreditadas todos los elementos de
los aerogeneradores de acuerdo con las más recientes normas internacionales
después de unos rigurosos procesos continuos de prueba. Las certificaciones
incluyen: Cargas de Diseño, Sistemas y Manuales de Seguridad, Palas de
Rotores, Elementos de la Máquina, Elementos Eléctricos, Torre tubular de
acero y Cimentación.
En caso de que al final (o cerca) de la vida útil de diseño de una turbina los
elementos principales como el generador y las palas sean reparados o
sustituidos, se supone que la vida de dicho elemento se amplía
ENERCON
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proporcionalmente y como consecuencia, se puede considerar que es posible
una vida más larga que la vida útil de diseño. El desconocimiento de las
condiciones meteorológicas futuras debido al cambio climático u otros factores
ambientales desconocidos pueden afectar dicha previsión de manera tanto
positiva como negativa.
ENERCON continúa formando personal de Servicio y Mantenimiento por todo
el mundo. Durante la vida de una turbina de ENERCON, la velocidad del
viento, la producción de energía y la información sobre Servicio /
Mantenimiento se transmite a los Departamentos de Producción, Diseño e
Ingeniería, además de al Departamento de Servicio & Mantenimiento en las
oficinas centrales de ENERCON en Alemania. Esta coordinación de la
información conforma la base para las tareas de Investigación y Desarrollo en
curso que conducen a beneficios a largo plazo y a la eficiencia de las
máquinas. En consecuencia, si se precisan cambios de diseño, éstos se
incorporan inmediatamente a la próxima turbina que salga del taller de
fabricación.
ENERCON demuestra de forma reiterada su compromiso a largo plazo con los
clientes al continuar produciendo su línea de productos completa, incluso al
mismo tiempo que sigue desarrollando nuevos modelos de aero generadores.
Ello implica que las necesidades de Servicio y Mantenimiento pueden
cumplirse durante períodos de tiempo muy largos utilizando equipos y piezas
originales. Esto repercute directamente en la extensión de vida de diseño
prevista de los productos y proyectos de ENERCON.
Coeficiente de empuje
ENERCON E-70 / 2.3 MW
Potencia nominal:
Curva de pontencia:
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1 of 1
2.300 kW
curva de potencia calculada (mayo 2005)
Velocidad de viento
[m/s]
1,0
2,0
3,0
4,0
5,0
6,0
7,0
8,0
9,0
10,0
11,0
12,0
13,0
14,0
15,0
16,0
17,0
18,0
19,0
20,0
21,0
22,0
23,0
24,0
25,0
Potencia
[kW]
0,0
2,0
18,0
56,0
127,0
240,0
400,0
626,0
892,0
1.223,0
1.590,0
1.900,0
2.080,0
2.230,0
2.300,0
2.310,0
2.310,0
2.310,0
2.310,0
2.310,0
2.310,0
2.310,0
2.310,0
2.310,0
2.310,0
ct
[-]
0,000
0,764
0,763
0,768
0,767
0,768
0,772
0,771
0,767
0,766
0,760
0,744
0,688
0,479
0,371
0,299
0,245
0,205
0,173
0,148
0,129
0,113
0,100
0,089
0,080
(Simulación ENERCON)
Valores ct del ENERCON E-70 / 2.3 MW
Coeficiente de empuje ct [-]
0,9
0,8
0,7
0,6
0,5
0,4
0,3
0,2
0,1
0,0
0,0
5,0
10,0
15,0
20,0
25,0
Velocidad de viento en altura de buje [m/s]
Document information:
Author/date:
Department:
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Mei/07.06.05 Translator/date:
SA Revisor/date:
MK/07.06.05 Reference:
SA-001-ct_E70_2.3MWRev1.0ger-spa.doc
Explicaciones de ENERCON respecto a
control de potencia activa y control de frecuencia
por medio de la potencia activa
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A través del sistema ENERCON SCADA se pueden realizar algunas funciones de control del
parque en general, que se indican a continuación. Mas detalles están en la documentación
adjunta ENERCON SCADA System y ENERCON Grid Data Acquisition (GDA).
1° Control de potencia activa y señales de comunicación
Si se instala el dispositivo ENERCON GDA y se conecta tanto con transformadores de tensión y corriente en el punto de referencia (habitualmente el punto de conexión del parque),
como con el sistema ENERCON SCADA, se puede implementar un circuito cerrado de control.
Esto permite regular la potencia activa que el parque inyecta a la red. Se puede limitar la
potencia a cualquier valor entre 0% y 100% de la potencia nominal del parque, sin limitación
de plazo. El control mantiene la potencia activa (el valor promedio de cada 10 minutos) dentro de un rango de menor de +/-5% , siempre y cuando el viento no sea inferior a la velocidad que corresponde a esta potencia.
El sistema GDA dispone de un interfaz de comunicación protocolo MODBUS, a través del
cual se puede mandar una consigna Pmax al parque (registro 26, pagina 7). Además el GDA
del parque ofrece una señal que potencia sería disponible como máximo (registro 17, vea
pagina 7 documento GDA)
Se ruega tener en cuenta que un control y señales intercambiados siempre tienen efecto al
parque eólico entero, nunca al aerogenerador individual.
2° Control de frecuencia por medio de la potencia activa
En sistemas electricamente pequeños puede haber la necesidad de que también parques
eólicos contribuyan a la estabilidad de frecuencia de forma tal, que disminuyan su potencia
activa inyectada en la red en caso de sobrefrecuencias, y que la aumenten en caso de subfrecuencias. Este requerimiento existe por ejemplo en Irlanda para parques eólicos por encima de una cierta potencia instalada y parques de ENERCON por supuesto lo cumplen.
Esta reacción a una desviación de frecuencia se puede activar o desactivar.
Hay que distinguir entre situaciones de sobrefrecuencias y subfrecuencias:
a. En el caso de sobrefrecuencia el aerogenerador puede automáticamente recortar su
potencia inyectada, si sea necesario incluso hasta cero. Esta posibilidad está descrito en el documento “Data Sheet Grid Performance”, capitulo 10.
b. En el caso de subfrecuencia el aerogenerador puede aumentar su potencia inyectada solo, si anteriormente ha recibido una señal que le limita su potencia actual a un
valor por debajo de lo que sería posible con las condiciones actuales de viento. Así el
aerogenerador tendría una potencia de reserva, que el puede aportar automáticamente, en el caso que la frecuencia realmente cae por debajo de un cierto limite. La
señal de limitación de potencia tiene efecto y se transmita igual como está indicado
en el apartado anterior (“Control de potencia activa y señales de comunicación”). La
reserva de potencia habrá que ajustar específicamente al sistema eléctrico, en todo
caso no puede superar un 10% de la potencia actual del aerogenerador.
Para ambos casos los máximos gradientes de potencia dependen del viento y deben ajustarse respecto al proyecto eólico y las necesidades del sistema eléctrico especifico. Como
gradientes orientativos véase por favor el “Data Sheet Grid Performance”, capitulo 9.
También hay que tener en cuenta como un parque eólico debe actuar en al caso de fallos de
comunicación (default values).
In case of discrepancies the English version shall prevail
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EQ / 6.9.2007 / Rev001 Translator / Date:
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SL_TS_ENERCON comentarios P y P(f)_rev001_spa.doc
Explicaciones de ENERCON respecto a
control de potencia activa y control de frecuencia
por medio de la potencia activa
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Especialmente en sistemas eléctricos aislados (islas) habrá que analizar de forma preventiva la posible coincidencia de huecos de tensión y desviación de frecuencia para ajustar los
parámetros de control del aerogenerador y así asegurar un comportamiento deseable para
el sistema eléctrico.
Un control de potencia activa y/o una contribución al control de frecuencia no afectan la vida
útil de un aerogenerador ENERCON.
Para finalizar es importante explicar que tanto un control de potencia, como una contribución
a la estabilidad del sistema eléctrico en caso de subfrecuencias, disminuyen la energía inyectada a la red y por tanto, tienen un efecto económico negativo para el operador del parque. Sin embargo estas características eléctricas pueden ser de alta necesidad para el sistema eléctrico entero, entonces también se puede estipular un valor económico a ellos (“ancillary system service”). Esto será un tema a acordar entre el operador del sistema y el operador del parque.
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SL_TS_ENERCON comentarios P y P(f)_rev001_spa.doc
Comment to requirements in Spain to provide a
certificate for WECs to meet PO 12.3 requirements
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1 of 2
Respecto al tema de "certificados" para pasar
huecos de tensión es importante saber, que
en el PO12.3 dice: "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, ..."
Regarding the issue of a "certificate" for passing voltage dips it is important to know, that in
the PO12.3 it says: "Second. - To the object to
verify the performance of the requirements
specified in this procedure of operation, a system of certification will be developed in
agreement with the anticipated thing in Real
Decree 2200/1995... "
Desgraciadamente
este
"sistema
de
certificación", que el sector eólico desarrolló
con apoyo de REE y otras instituciónes, está
pendiente de su aprobación. El documento
"PROCEDIMIENTO DE VERIFICACION,
VALIDACION Y CERTI-FICACION DE LOS
REQUISITOS DEL PO 12.3 SOBRE LA
RESPUESTA DE LAS INSTALA-CIONES
EÓLICAS ANTE HUECOS DE TENSIÓN"
(=PVVC) está hecho hace meses, pero falta
que las instituciones responsables lo
aprueben. Antes de que este PVVC esté en
vigor, es imposible para cualquiere fabricante
de
aero-generadores
(o
institucion
certificadora) de presentar un certificado, tal
como lo indica el PO12.3.
Unfortunately this "system of certification", that
the wind sector developed with support of REE
and others institutions, is pending of its approval. The document " PROCEDURE FOR
VERIFICATION VALIDATION AND CERTIFICATION OF THE REQUIREMENTS OF THE
PO 12.3 ON THE RESPONSE OF WIND
FARMS IN THE EVENT OF VOLTAGE DIPS"
(= PVVC) in finished since month, but the approval of the responsible institutions is missing.
Before this PVVC is in force, it is impossible for
any manufacturer of wind energy converters (or
certifying institution) to present a certificate, as
the PO 12.3 indicates it.
El PO12.3 se refiere al punto de conexión de
la instalación eólica en general, mientras el
fabricante al principio puede confirmar solo
un cierto comportamiento del aerogenerador
individual en sus bornes. El comportamiento
eléctrico en el punto de conexión del parque
puede depender de la configuración
especifica del proyecto. La posible diferencia
en el compor-tamiento del aerogenerador
individual y del parque total en el nudo de
conexión es tema clave del PVVC. Allí esta
definido exactamente bajo cuales condiciones
se admite asumir, que cuando el
aerogenerador
individual
cumple
los
requisitos del PO 12.3, tambien el parque
entero las cumple. Debido además, que sin
la clarificación técnica del PVVC algunas
expresiones en el PO 12.3 son ambiguos, un
fabricante de aerogeneradores no puede
confirmar, que su aerogenerador individual
cumple con el PO 12.3.
Lo que ENERCON podría hacer es confirmar
que el aerogenerador cumplo con lo que está
establecido en el ENERCON Data Sheet Grid
Performance.
The PO12.3 refers to the point of connection of
the installation of turbines in general, while the
manufacturer can only confirm a certain behaviour of the individual wind energy converter at
its terminals. The electrical characteristics at
the point of connection of the wind farm can
depend on the special configuration of the project. The possible difference in the behaviour of
the individual wind energy converter and the
whole wind farm at the point of connection is
key subject of the PVVC. In there is defined exactly under which conditions it is admitted to
assume, that when the individual WEC meets
the requirements of PO 12.3, the whole wind
farm meets them too. Given additionally, that
without the technical clarification of the PVVC
some expressions in the PO 12.3 are ambiguous, a manufacturer of WECs cannot confirm,
that its individual WEC complies with the PO
12.3.
What ENERCON could do is to confirm that the
WEC meets with what is defined in the ENERCON Data Sheet Grid Performance.
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Sales/Technical Support Checked/Date:
X. XXX/XX.XX.XX File name:
SL_TS_Statement_certificate PO12.3_rev003_eng+spa
Ahora es sobre todo un tema formal y legal si
el aerogenerador (o parque) cumple con los
requisitos del PO12.3 o no. De punto de vista
técnico ENERCON no tiene dudas que
cuando el PVVC se aprobará de la forma
como esta previsto (vea borrador de AEE
enero 2007), tendremos dentro de poco un
certificado de una institución independiente
para el aerogenerador individual, que podría
servir – de acuerdo con lo establecido en el
"procedimiento particular" del PVVC –
tambien para el parque entero.
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It is now mainly a formal and legal issue
whether the WECs (or wind farm) meet with the
requirements of the PO12.3. From the technical
point of view, ENERCON has no doubt that
when the PVVC will be approved in the way it is
intended (see AEE 's draft of January 2007), we
will soon have a certificate of an independent
institution for the individual WEC, that could be
also used – according to what is defined in the
"particular procedure" of the PVVC – for the
whole wind farm.
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FT/FTQ
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DATA SHEET GRID PERFORMANCE
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ENERCON DATA SHEET
GRID PERFORMANCE
ENERCON E-70 E4
Configuration: FT
(Configuration FT with Q+ -Option)
For explanations of the used terms and abbreviations please refer to chapter 13 Glossary.
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ENERCON reserves the right for technical modifications.
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E-70 E4
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FT/FTQ
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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
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.
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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
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]
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).
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0.6
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FT/FTQ
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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.
Uovp2 = 124% of Un/√3
(fix value)
Tdovp2 = 1 s
(fix value)
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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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 Fault Ride Through:
tFRT = tdFRT + Tpc
tovp4 = tdovp4 + Tpc
(fix value)
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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
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.
Tpc ≤ 0.040 s
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
UuvpFTQ = 80% Un/√3
Step width:
0.010 s
Default value:
tdFRT = 5 s
(fix value)
(adjustable)
the wind turbine.
U/Un
1.10
1.1
1.00
1.0
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]
Tpc ≤ 0.040 s
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
tdof
60
frequency [Hz]
55
fof
50
fuf
45
tduf
40
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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Step width:
Default value:
60 Hz ≤ fof ≤ 67 Hz
Step width:
Default value:
53 Hz ≤ fuf ≤ 60 Hz
Step width:
Default value:
0.110 s ≤ tdof ≤ 2.040 s
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
tdof
70
frequency [Hz]
65
fof
60
fuf
55
tduf
50
45
0.010
0.100
1.000
10.000
time [s]
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:
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.
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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
5. Ik“,maxFTQ :
6. IP maxFTQ :
7. Ib,maxFTQ :
8. Ik,maxFTQ :
4500 A
6364 A
4500 A
4500 A
For further details and explanations concerning the short circuit currents please see the
document “Steady State Short Circuit Calculations” (available on request).
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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)
Tdozpm1 ≤ 0.005 s
(fix value)
Uozpm2 = Umax, temp = 120% Un/√3
(fix value)
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
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
example for Zero Power Mode 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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for configuration FTQ:
0% Un/√3 ≤ uuzpmFTQ ≤ 80% Un/√3
Step width:
1V
Default value:
uuzpm = 15% Un/√3
Tduzpm = 0.040 s
Page
(adjustable)
(fix value)
Under-voltage Zero Power Mode diagram for the configuration FTQ
U/Un
1.1
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 =
Operating power gradient:
maximum value:
minimum 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
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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Umax Umax,temp Umin
Umin,temp Un
See chapter 5
Umax,temp Umin,temp
Temporary maximum voltage of the WT.
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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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ENERCON DATA SHEET
GRID PERFORMANCE
ENERCON E-70 E4
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E-70 E4
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FT/FTQ
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2 of 24
Content
INTRODUCTION ............................................................................................................ 3
RATED DATA................................................................................................................. 3
5.1
5.2
7.1
7.2
8.1
8.2
Zero Power Mode .................................................................................................14
9. POWER RAMPS ...........................................................................................................17
9.1
9.2
9.3
12. REFERENCE POINT ....................................................................................................22
13. Glossary ........................................................................................................................23
1.
2.
3.
4.
5.
Document:
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3 of 24
1. INTRODUCTION
FT).
2. RATED DATA
Nominal Frequency:
fn =
50 / 60 Hz
Nominal Voltage:
Un =
400 V
Sn =
2300 kVA
In =
3320 A
Rated Active Power:
Pn =
2300 kW
2460 kVA
ImaxFT =
4000 A
2460 kVA
ImaxFTQ =
4500 A
Default value:
0 kVAr
Q=
1.10
1.00
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
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0.6
ENERCON
E-70 E4
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FT/FTQ
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4 of 24
Umax,temp =
120% = 480 V
Umax =
110% = 440 V
Nominal Value:
Un =
100% = 400 V
Umin =
90% = 360 V
Umin,temp =
80% = 320 V
1.1
1
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
up to 60 seconds.
see also chapter 8.
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5 of 24
5.1
Uovp1 = 145% of Un/√3
(fix value)
Tdovp1 = 0.050 s
(fix value)
Uovp2 = 124% of Un/√3
(fix value)
Tdovp2 = 1 s
(fix value)
Uovp3 = 120% of Un/√3
(fix value)
0.500 s ≤ tdFRT ≤ 5 s
(adjustable)
Step width:
0.010 s
Default value:
tdFRT = 5 s
100% ≤ uovp4 ≤ 120% of Un/√3
Step width:
1V
Default value:
0.050 s ≤ tdovp4 ≤ 60 s
Step width:
0.010 s
Default value:
tdovp4 = 0.050 s
(adjustable)
(adjustable)
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6 of 24
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
tdFRT = 0.500…5 s
uovp4= 100 … 120% Un/√
√3
tdovp4= 0.050…60 s
0.010
0.100
1.000
10.000
100.000
time [s]
Tpc ≤ 0.040 s
tFRT = tdFRT + Tpc
(fix value)
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E-70 E4
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FT/FTQ
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7 of 24
5.2
5.2.1
Step width:
0.010 s
Default value:
tdFRT = 5 s
(fix value)
(adjustable)
the wind turbine.
U/Un
1.10
1.1
1.00
1.0
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]
Tpc ≤ 0.040 s
tFRT = tdFRT + Tpc
(fix value)
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FT/FTQ
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5.2.2
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8 of 24
Step width:
0.010 s
Default value:
tdFRT = 5 s
(fix value)
(adjustable)
the wind turbine.
U/Un
1.10
1.1
1.00
1.0
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]
Tpc ≤ 0.040 s
tFRT = tdFRT + Tpc
(fix value)
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6.
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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]
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FT/FTQ
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7.1
Step width:
Default value:
50 Hz ≤ fof ≤ 57 Hz
Step width:
Default value:
43 Hz ≤ fuf ≤ 50 Hz
Step width:
Default value:
0.070 s ≤ tdof ≤ 2 s
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
tdof
60
frequency [Hz]
55
fof
50
fuf
45
tduf
40
35
0.010
0.100
1.000
10.000
time [s]
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FT/FTQ
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7.2
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Step width:
Default value:
60 Hz ≤ fof ≤ 67 Hz
Step width:
Default value:
53 Hz ≤ fuf ≤ 60 Hz
Step width:
Default value:
0.110 s ≤ tdof ≤ 2.040 s
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
tdof
70
frequency [Hz]
65
fof
60
fuf
55
tduf
50
45
0.010
0.100
1.000
10.000
time [s]
Tpc ≤ 0.040 s
(fix value)
tofp = tdof + Tpc
tufp = tduf + Tpc
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FT/FTQ
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8.1
General Performance
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
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FT/FTQ
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1. Ik“,maxFT :
2. IP maxFT :
3. Ib,maxFT :
4. Ik,maxFT :
4000 A
5657 A
4000 A
4000 A
5. Ik“,maxFTQ :
6. IP maxFTQ :
7. Ib,maxFTQ :
8. Ik,maxFTQ :
4500 A
6364 A
4500 A
4500 A
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FT/FTQ
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8.2
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14 of 24
Zero Power Mode
Uozpm1 = 145% Un/√3
(fix value)
Tdozpm1 ≤ 0.005 s
(fix value)
(fix value)
(fix value)
(50 Hz : 0.050 s)
(60 Hz : 0.042 s)
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
0.010
t dFRT= 0.500…5 s
0.100
1.000
10.000
100.000
time [s]
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Step width:
0% Un/√3 ≤ uuzpmFT ≤ 90% Un/√3
Default value:
uuzpm = 15% Un/√3
Tduzpm = 0.040 s
(adjustable)
1V
(fix value)
U/Un
1.1
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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0% Un/√3 ≤ uuzpmFTQ ≤ 80% Un/√3
Step width:
1V
Default value:
uuzpm = 15% Un/√3
Tduzpm = 0.040 s
Page
(adjustable)
(fix value)
U/Un
1.1
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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FT/FTQ
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9. POWER RAMPS
9.1
maximum value:
minimum value:
dP/dt start,max =
dP/dt start,min =
dP/dt start =
dP/dt power, max =
maximum value:
dP/dt power, min =
minimum value:
dP/dt power =
maximum value:
minimum 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
9.3
dP/dt oper,max =
dP/dt oper,min =
dP/dt oper =
180
3
40
in the wind farm.
Reactive Power Ramp
1
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FT/FTQ
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19 of 24
60.0 Hz ≤ flimit ≤ 65.0 Hz).
Active Power
Pactual or
1.25
Pn
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)
of WT
Pn =
f limit =
ramp down
Pactual
f limit2 =
value of ramp down
f limit3 =
of ramp down
5%
51.5 Hz /
61.5 Hz
50.2 Hz /
60.2 Hz
(must be 0.1 Hz
55.0 Hz /
65.0 Hz
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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
power curve of WT
Pactual
20
time/s
25
Minimum
setting value
Maximum
setting value
-
-
-
-
Pn =
WT
f limit =
start of ramp down
50.5 Hz /
60.5 Hz
50.0 Hz /
60.0 Hz
54.9 Hz /
64.9 Hz
Ramp
down =
power
5 %/s
5 %/s
25 %/s
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FT/FTQ
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21 of 24
Active Power:
Reactive Power:
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22 of 24
12. REFERENCE POINT
location
wiring symbol
designation
GS
nacelle
3
3
WT Configuration
rectifier
2
tower
tower cable
chopper 1-7/8
tower
basement
power cabinet 1-7/8
3
o
3
o
reference
point
reference point
inside or
outdoor at
tower
basement
transformer
3
o
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13. GLOSSARY
fn
Imax ; IP max
See chapter 8
Maximum Apparent
Power (Smax)
PCC
may be, connected.
Rated Active Power
(Pn)
(Sn)
conditions.
2
2
Rated current
(In)
SG
Switch-off time
contact.
Temporary operation
Tripping
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Umax Umax,temp Umin
Umin,temp Un
See chapter 5
Umax,temp Umin,temp
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WT
Wind Turbine:
WT terminals
Zero Power Mode
(ZPM)
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1 of 2
Respecto al tema de "certificados" para pasar
huecos de tensión es importante saber, que
en el PO12.3 dice: "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, ..."
Regarding the issue of a "certificate" for passing voltage dips it is important to know, that in
the PO12.3 it says: "Second. - To the object to
verify the performance of the requirements
specified in this procedure of operation, a system of certification will be developed in
agreement with the anticipated thing in Real
Decree 2200/1995... "
Desgraciadamente
este
"sistema
de
certificación", que el sector eólico desarrolló
con apoyo de REE y otras instituciónes, está
pendiente de su aprobación. El documento
"PROCEDIMIENTO DE VERIFICACION,
VALIDACION Y CERTI-FICACION DE LOS
REQUISITOS DEL PO 12.3 SOBRE LA
RESPUESTA DE LAS INSTALA-CIONES
EÓLICAS ANTE HUECOS DE TENSIÓN"
(=PVVC) está hecho hace meses, pero falta
que las instituciones responsables lo
aprueben. Antes de que este PVVC esté en
vigor, es imposible para cualquiere fabricante
de
aero-generadores
(o
institucion
certificadora) de presentar un certificado, tal
como lo indica el PO12.3.
Unfortunately this "system of certification", that
the wind sector developed with support of REE
and others institutions, is pending of its approval. The document " PROCEDURE FOR
VERIFICATION VALIDATION AND CERTIFICATION OF THE REQUIREMENTS OF THE
PO 12.3 ON THE RESPONSE OF WIND
FARMS IN THE EVENT OF VOLTAGE DIPS"
(= PVVC) in finished since month, but the approval of the responsible institutions is missing.
Before this PVVC is in force, it is impossible for
any manufacturer of wind energy converters (or
certifying institution) to present a certificate, as
the PO 12.3 indicates it.
El PO12.3 se refiere al punto de conexión de
la instalación eólica en general, mientras el
fabricante al principio puede confirmar solo
un cierto comportamiento del aerogenerador
individual en sus bornes. El comportamiento
eléctrico en el punto de conexión del parque
puede depender de la configuración
especifica del proyecto. La posible diferencia
en el compor-tamiento del aerogenerador
individual y del parque total en el nudo de
conexión es tema clave del PVVC. Allí esta
definido exactamente bajo cuales condiciones
se admite asumir, que cuando el
aerogenerador
individual
cumple
los
requisitos del PO 12.3, tambien el parque
entero las cumple. Debido además, que sin
la clarificación técnica del PVVC algunas
expresiones en el PO 12.3 son ambiguos, un
fabricante de aerogeneradores no puede
confirmar, que su aerogenerador individual
cumple con el PO 12.3.
Lo que ENERCON podría hacer es confirmar
que el aerogenerador cumplo con lo que está
establecido en el ENERCON Data Sheet Grid
Performance.
The PO12.3 refers to the point of connection of
the installation of turbines in general, while the
manufacturer can only confirm a certain behaviour of the individual wind energy converter at
its terminals. The electrical characteristics at
the point of connection of the wind farm can
depend on the special configuration of the project. The possible difference in the behaviour of
the individual wind energy converter and the
whole wind farm at the point of connection is
key subject of the PVVC. In there is defined exactly under which conditions it is admitted to
assume, that when the individual WEC meets
the requirements of PO 12.3, the whole wind
farm meets them too. Given additionally, that
without the technical clarification of the PVVC
some expressions in the PO 12.3 are ambiguous, a manufacturer of WECs cannot confirm,
that its individual WEC complies with the PO
12.3.
What ENERCON could do is to confirm that the
WEC meets with what is defined in the ENERCON Data Sheet Grid Performance.
Compiled/Date/Rev.:
Department:
Checked/Date:
Ahora es sobre todo un tema formal y legal si
el aerogenerador (o parque) cumple con los
requisitos del PO12.3 o no. De punto de vista
técnico ENERCON no tiene dudas que
cuando el PVVC se aprobará de la forma
como esta previsto (vea borrador de AEE
enero 2007), tendremos dentro de poco un
certificado de una institución independiente
para el aerogenerador individual, que podría
servir – de acuerdo con lo establecido en el
"procedimiento particular" del PVVC –
tambien para el parque entero.
Page
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It is now mainly a formal and legal issue
whether the WECs (or wind farm) meet with the
requirements of the PO12.3. From the technical
point of view, ENERCON has no doubt that
when the PVVC will be approved in the way it is
intended (see AEE 's draft of January 2007), we
will soon have a certificate of an independent
institution for the individual WEC, that could be
also used – according to what is defined in the
"particular procedure" of the PVVC – for the
whole wind farm.
Compiled/Date/Rev.:
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ENERCON
E-70 E4
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FT/FTQ
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ENERCON DATA SHEET
GRID PERFORMANCE
ENERCON E-70 E4
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Content
INTRODUCTION ............................................................................................................ 3
RATED DATA................................................................................................................. 3
5.1
5.2
7.1
7.2
8.1
8.2
Zero Power Mode .................................................................................................14
9. POWER RAMPS ...........................................................................................................17
9.1
9.2
9.3
12. REFERENCE POINT ....................................................................................................22
13. Glossary ........................................................................................................................23
1.
2.
3.
4.
5.
Document:
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1. INTRODUCTION
FT).
2. RATED DATA
Nominal Frequency:
fn =
50 / 60 Hz
Nominal Voltage:
Un =
400 V
Sn =
2300 kVA
In =
3320 A
Rated Active Power:
Pn =
2300 kW
2460 kVA
ImaxFT =
4000 A
2460 kVA
ImaxFTQ =
4500 A
Default value:
0 kVAr
Q=
1.10
1.00
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
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0.6
ENERCON
E-70 E4
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FT/FTQ
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Umax,temp =
120% = 480 V
Umax =
110% = 440 V
Nominal Value:
Un =
100% = 400 V
Umin =
90% = 360 V
Umin,temp =
80% = 320 V
1.1
1
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
up to 60 seconds.
see also chapter 8.
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E-70 E4
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FT/FTQ
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5.1
Uovp1 = 145% of Un/√3
(fix value)
Tdovp1 = 0.050 s
(fix value)
Uovp2 = 124% of Un/√3
(fix value)
Tdovp2 = 1 s
(fix value)
Uovp3 = 120% of Un/√3
(fix value)
0.500 s ≤ tdFRT ≤ 5 s
(adjustable)
Step width:
0.010 s
Default value:
tdFRT = 5 s
100% ≤ uovp4 ≤ 120% of Un/√3
Step width:
1V
Default value:
0.050 s ≤ tdovp4 ≤ 60 s
Step width:
0.010 s
Default value:
tdovp4 = 0.050 s
(adjustable)
(adjustable)
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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
tdFRT = 0.500…5 s
uovp4= 100 … 120% Un/√
√3
tdovp4= 0.050…60 s
0.010
0.100
1.000
10.000
100.000
time [s]
Tpc ≤ 0.040 s
tFRT = tdFRT + Tpc
(fix value)
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FT/FTQ
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5.2
5.2.1
Step width:
0.010 s
Default value:
tdFRT = 5 s
(fix value)
(adjustable)
the wind turbine.
U/Un
1.10
1.1
1.00
1.0
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]
Tpc ≤ 0.040 s
tFRT = tdFRT + Tpc
(fix value)
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FT/FTQ
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5.2.2
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8 of 24
Step width:
0.010 s
Default value:
tdFRT = 5 s
(fix value)
(adjustable)
the wind turbine.
U/Un
1.10
1.1
1.00
1.0
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]
Tpc ≤ 0.040 s
tFRT = tdFRT + Tpc
(fix value)
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FT/FTQ
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6.
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9 of 24
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]
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FT/FTQ
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7.1
Step width:
Default value:
50 Hz ≤ fof ≤ 57 Hz
Step width:
Default value:
43 Hz ≤ fuf ≤ 50 Hz
Step width:
Default value:
0.070 s ≤ tdof ≤ 2 s
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
tdof
60
frequency [Hz]
55
fof
50
fuf
45
tduf
40
35
0.010
0.100
1.000
10.000
time [s]
Document:
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FT/FTQ
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01/07/07
7.2
Page
11 of 24
Step width:
Default value:
60 Hz ≤ fof ≤ 67 Hz
Step width:
Default value:
53 Hz ≤ fuf ≤ 60 Hz
Step width:
Default value:
0.110 s ≤ tdof ≤ 2.040 s
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
tdof
70
frequency [Hz]
65
fof
60
fuf
55
tduf
50
45
0.010
0.100
1.000
10.000
time [s]
Tpc ≤ 0.040 s
(fix value)
tofp = tdof + Tpc
tufp = tduf + Tpc
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FT/FTQ
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8.1
General Performance
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
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FT/FTQ
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1. Ik“,maxFT :
2. IP maxFT :
3. Ib,maxFT :
4. Ik,maxFT :
4000 A
5657 A
4000 A
4000 A
5. Ik“,maxFTQ :
6. IP maxFTQ :
7. Ib,maxFTQ :
8. Ik,maxFTQ :
4500 A
6364 A
4500 A
4500 A
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FT/FTQ
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8.2
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14 of 24
Zero Power Mode
Uozpm1 = 145% Un/√3
(fix value)
Tdozpm1 ≤ 0.005 s
(fix value)
(fix value)
(fix value)
(50 Hz : 0.050 s)
(60 Hz : 0.042 s)
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
0.010
t dFRT= 0.500…5 s
0.100
1.000
10.000
100.000
time [s]
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FT/FTQ
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Step width:
0% Un/√3 ≤ uuzpmFT ≤ 90% Un/√3
Default value:
uuzpm = 15% Un/√3
Tduzpm = 0.040 s
(adjustable)
1V
(fix value)
U/Un
1.1
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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FT/FTQ
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01/07/07
16 of 24
0% Un/√3 ≤ uuzpmFTQ ≤ 80% Un/√3
Step width:
1V
Default value:
uuzpm = 15% Un/√3
Tduzpm = 0.040 s
Page
(adjustable)
(fix value)
U/Un
1.1
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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FT/FTQ
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01/07/07
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17 of 24
9. POWER RAMPS
9.1
maximum value:
minimum value:
dP/dt start,max =
dP/dt start,min =
dP/dt start =
dP/dt power, max =
maximum value:
dP/dt power, min =
minimum value:
dP/dt power =
maximum value:
minimum 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
9.3
dP/dt oper,max =
dP/dt oper,min =
dP/dt oper =
180
3
40
in the wind farm.
Reactive Power Ramp
1
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10.
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FT/FTQ
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19 of 24
60.0 Hz ≤ flimit ≤ 65.0 Hz).
Active Power
Pactual or
1.25
Pn
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)
of WT
Pn =
f limit =
ramp down
Pactual
f limit2 =
value of ramp down
f limit3 =
of ramp down
5%
51.5 Hz /
61.5 Hz
50.2 Hz /
60.2 Hz
(must be 0.1 Hz
55.0 Hz /
65.0 Hz
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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
power curve of WT
Pactual
20
time/s
25
Minimum
setting value
Maximum
setting value
-
-
-
-
Pn =
WT
f limit =
start of ramp down
50.5 Hz /
60.5 Hz
50.0 Hz /
60.0 Hz
54.9 Hz /
64.9 Hz
Ramp
down =
power
5 %/s
5 %/s
25 %/s
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Active Power:
Reactive Power:
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12. REFERENCE POINT
location
wiring symbol
designation
GS
nacelle
3
3
WT Configuration
rectifier
2
tower
tower cable
chopper 1-7/8
tower
basement
power cabinet 1-7/8
3
o
3
o
reference
point
reference point
inside or
outdoor at
tower
basement
transformer
3
o
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13. GLOSSARY
fn
Imax ; IP max
See chapter 8
Maximum Apparent
Power (Smax)
PCC
may be, connected.
Rated Active Power
(Pn)
(Sn)
conditions.
2
2
Rated current
(In)
SG
Switch-off time
contact.
Temporary operation
Tripping
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ENERCON
E-70 E4
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FT/FTQ
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01/07/07
Umax Umax,temp Umin
Umin,temp Un
See chapter 5
Umax,temp Umin,temp
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24 of 24
WT
Wind Turbine:
WT terminals
Zero Power Mode
(ZPM)
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ENERCON
SCADA SYSTEM
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SUBJECT TO TECHNICAL CHANGE
WB / 24-05-2006
WRD-E Translator / date:
RSC / 01-06-2006 Revisor / date:
2.0 Reference:
C.Carsted 19-6-2006
EQ 21-6-2006
WRD-E-04-SCADA_SYSTEM_060621_Rev2.0_gereng.doc
Product description
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Table of contents
1.
2.
Introduction.......................................................................................................................... 3
SCADA SYSTEM function within a wind farm ...................................................................... 4
2.1. Schematic structure of an ENERCON SCADA SYSTEM .............................................. 4
2.2. Abstract representation of the ENERCON SCADA SYSTEM........................................ 5
3. How the SCADA system works............................................................................................ 7
3.1. Data acquisition ............................................................................................................ 7
3.2. Messages & communication ......................................................................................... 8
3.2.1. Status data ............................................................................................................ 8
3.2.2. Measured values ................................................................................................... 8
3.2.3. Wind farm data bus ............................................................................................... 8
3.2.4. How the SCADA SYSTEM communicates with the wind turbines .......................... 9
3.2.5. How the SCADA SYSTEM communicates with ENERCON Service .....................10
3.2.6. SCADA SYSTEM response in the event of communication breakdowns ..............11
3.2.7. SCADA REMOTE.................................................................................................11
3.3. Open-loop and closed-loop control with SCADA..........................................................13
3.3.1. Open-loop control systems: ..................................................................................14
3.3.1.1.
Setpoint open-loop control.............................................................................14
3.3.1.2.
Table-based control.......................................................................................14
3.3.1.3.
Control values via interfaces..........................................................................14
3.3.2. Closed-loop control systems:................................................................................15
3.3.3. Active power management ...................................................................................17
3.3.3.1.
Active power control ......................................................................................17
3.3.3.2.
Power gradient regulation..............................................................................18
3.3.4. Voltage-reactive power management ...................................................................19
3.3.4.1.
Power factor control.......................................................................................19
3.3.4.2.
SCADA Voltage Control System (VCS) .........................................................20
3.3.4.3.
Apparent power regulation (optimizing active power).....................................22
4. Requirements .....................................................................................................................23
5. Maintenance requirements .................................................................................................23
6. ENERCON SCADA SYSTEM in the ENERCON PARTNER KONZEPT (EPK)...................23
7. Standard scope of supply ...................................................................................................23
8. Miscellaneous.....................................................................................................................23
9. Technical specifications ......................................................................................................24
9.1. Functional specifications..............................................................................................24
9.2. Hardware specifications...............................................................................................24
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WB / 24-05-2006
2.0 Reference:
C.Carsted 19-6-2006
EQ 21-6-2006
Product description
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3 of 25
1. Introduction
The ENERCON SCADA1 SYSTEM is used for data acquisition, remote monitoring, open-loop
and closed-loop control for both individual wind turbines and wind farms. It enables the customer
and ENERCON Service to monitor the operating state and to analyse saved operating data.
Furthermore, authorised users may use it to modify the operating parameters of the wind
turbines and the connection to the grid. Depending on the application concerned, the ENERCON
SCADA SYSTEM also provides additional options to enable closed-loop control based on
setpoints (e.g. power factor at the point of common coupling).
The SCADA SYSTEM developed by ENERCON was launched in 1998 and is now used in
conjunction with more than 8000 wind turbines worldwide.
This document is intended to provide an overview of the key functions of the ENERCON SCADA
SYSTEM.
1
SCADA: Supervisory Control And Data Acquisition
Author/ date:
Department:
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2.0 Reference:
C.Carsted 19-6-2006
EQ 21-6-2006
Product description
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2. SCADA SYSTEM function within a wind farm
2.1.
Schematic structure of an ENERCON SCADA SYSTEM
Substation
GDA
SCADA PC
Wind farm
Telecommunications network
Externals
ENERCON
SERVICE
Figure 1
Null modem or network
connection
Home PC
Remote PC
A typical SCADA SYSTEM on a wind farm
Grey lines indicate additional options.
Symbols:
Optical fibre cables or 4-strand data cables
Modem
Telephone network
Weather station
Telephone connection
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C.Carsted 19-6-2006
EQ 21-6-2006
Product description
2.2.
Page
5 of 25
Abstract representation of the ENERCON SCADA SYSTEM
The ENERCON SCADA SYSTEM provides a framework for achieving open/closed-loop control
and communication within the wind farm. Depending on application requirements, several further
options can provide special functions especially for data acquisition or closed-loop control of the
wind farm. The following abstract representation shows the interaction between the system as a
whole and its individual components:
SCADA
REMOTE
SCADA PC
Available
Options :
Figure 2
PDI
GDA
SCU
VCS
METEO
Abstract representation of the ENERCON SCADA SYSTEM
SCADA PC:
The SCADA PC on the wind farm assumes the internal open or closed-loop
control functions, data storage and communication with the outside world.
Only the ENERCON SCADA software runs on this PC.
SCADA REMOTE: A program for remote monitoring and display of operating data with
database support (SCADA DATABASE). If access authorisation is granted,
operation intervention is also possible and operating parameters can be
modified.
PDI:
Process Data Interface; a system used to exchange online wind farm values
with external communication points, some of which are setpoint settings
from grid operators to the wind farm and exporting operating data.
GDA:
Grid Data Acquisition; a system used to measure all current electrical
values at the point of common coupling.
SCU:
Substation Control Unit, a system used for the acquisition of current states
within the substation of a wind farm and for remote switching operation in it.
VCS:
Voltage Control System, for dynamic voltage control at the point of common
coupling. The reactive power range available from the farm’s wind turbines
is used for this purpose.
METEO:
A system for the acquisition of weather data (wind speed, wind direction,
etc.) using a meteorological mast.
Author/ date:
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C.Carsted 19-6-2006
EQ 21-6-2006
Product description
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6 of 25
Each of the components presented is documented. Constant reference will be made to these
throughout this text.
When speaking of the ENERCON SCADA SYSTEM this means all SCADA components
installed according to project specifics and their interaction. Standard equipment for an
ENERCON wind farm usually only includes the SCADA PC with operating system and the
ENERCON SCADA software package, as well as the licence for the ENERCON SCADA Remote
software package.
The ENERCON SCADA software on the SCADA PC in the wind farm covers numerous wind
farm functions including:
• Requesting status data2 from all connected installations (wind turbines, weather
measurement equipment, grid data acquisition, etc.)
• Storing operating data
• Wind farm communication with external communication points (owner, grid operator,
ENERCON, etc.)
• Open-loop / closed loop control of the wind farm’s electrical output values (if applicable)
• Obstruction light control on wind farm (if applicable)
• Special control for all or a group of wind turbines on the farm (e.g. Start or Stop depending
on the time, wind conditions or temperatures, status data, other installations, if required)
Many of the functions described hereafter are in fact features of the ENERCON SCADA
software.
2
For further details see Chapter 3.1
Author/ date:
Department:
Approved / date:
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WB / 24-05-2006
2.0 Reference:
C.Carsted 19-6-2006
EQ 21-6-2006
Product description
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7 of 25
3. How the SCADA system works
3.1.
Data acquisition
A mass of data is recorded by the wind turbine’s sensors, which is then forwarded to the
turbine’s central controls. The turbine’s system control processes this for internal control
purposes and provides the SCADA SYSTEM with data.
A distinction is made between:
Operating data
Status data and warning messages
Mechanical characteristics: Speed, nacelle position,
torque
Electrical characteristics: Current and voltage
measured for each phase (at the low voltage terminals
of the converter); power, frequency, energy calculated.
Meteorological data gathered by the weather station
outside the nacelle: wind speed, wind direction and
ambient temperature
Temperature of rotor blades, nacelle interior, tower
interior etc.
Time counter records operating time and downtime
This data is generated from
various internal wind turbine
messages
and
provides
information about the current
operating state and the events
affecting operation.
Voltage and current transformers, temperature sensors, pulsers, vibration sensors, and angle
encoders are some of the sensor types used to gather the measured values. For each phase,
current and voltage is measured at the inverters' low voltage terminals. If required the power can
be measured using calibrated counters in the turbine’s control system.
Status data indicates all turbine operating states. This information is made up of a main status
and substatus or main warning and sub-warning (see Chapter 9.2). In the case of operating
states, that require an ENERCON Service intervention, the system converts the states to
appropriate messages which are then automatically transmitted to ENERCON.
In the following text the abovementioned status and warning messages will be referred to as
"status data".
Status data is updated up to four times per second. The SCADA PC on the wind farm and
ENERCON SCADA Remote both show the latest (current) status. In addition, SCADA Remote
indicates past status messages in chronological order together with the exact time at which they
occurred.
All other operating data is generated by the wind turbine’s control system as one-minute average
values and relayed to the SCADA PC. Furthermore, minimum and maximum speeds, power and
wind speed values occurring per minute are also sent to the SCADA PC.
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C.Carsted 19-6-2006
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As long as an online connection is available, operating data is updated and transmitted to
SCADA REMOTE software on the remote PC with the maximum transfer rate of this online
connection. With conventional telecommunication connections via stable fixed networks, the
remote PC display is updated at least once per second.
Moreover, a multitude of other data recorded in the wind turbine is analysed in the turbine
control system. However it is only made available to ENERCON Service for detailed viewing
where required.
If an ENERCON wind farm has a relay station, a substation or a meteorological mast, the
operating data of these installations can also be integrated into the SCADA SYSTEM.3
3.2.
Messages & communication
3.2.1. Status data
Status messages will vary depending on the type of wind turbine (E-33, E-48, E-70/E4, E-82,
E-112) and control version. The larger the wind turbine, the greater the number of states
possible. Standard sets of main status messages are used for all ENERCON wind turbines.
These are listed on the technical data sheet further on in this document (see chapter 9.1).
3.2.2. Measured values
The SCADA REMOTE documentation contains an overview of all the measured values provided
by the SCADA SYSTEM.
Compared with SCADA REMOTE, the SCADA PC at the wind farm only provides an extremely
simplified visual representation of the current or stored measured values and status data. Its
main purpose is the wind farm control and data management, not the pleasing visualization of
online data. If, for example, a visual representation of the current operating states (wind speed,
power, etc.) is desired for use at a visitor centre, a REMOTE PC (as shown in Figure 1) or a
display panel showing selected values within the farm, can be provided.
3.2.3. Wind farm data bus
The wind turbines in a wind farm are connected to the SCADA PC via internal data bus systems,
generally with optical fibre cables. To prevent overvoltage and to maximize communication
speed, it is advisable to use optical fibre cables. Alternatively copper can be used.
In the interest of achieving a high degree of communication security, up to a maximum of 10
wind turbines are combined into one physical data bus. If there are more than 10, a number of
physical data bus lines are set up as a star configuration. The logical data bus system always
includes all the turbines on the farm.
The distance between two neighbouring turbines connected via the same physical optical fibre
data bus should not exceed 2 km (multimode). In the case of a data bus using copper cables,
the total length of the physical data bus should not exceed 3 km.4 Where larger distances
between two turbines are concerned, power amplifiers must be used in conjunction with copper
3
See separate documentation: ENERCON METEO SYSTEM or Substation Control Unit SCU
See separate documentation: SCADA PC
4
Author/ date:
Department:
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2.0 Reference:
C.Carsted 19-6-2006
EQ 21-6-2006
Product description
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9 of 25
cables. In such a case of long distances the use of optical fibres requires a switch to single
mode, i.e. special optical fibre cables must be used along with the respective signal converters.
The copper cables must be 4-strand, shielded (telephone) cables. For redundancy and to create
several physical buses, at least 10-pair wiring should be used. Furthermore, in the case of a
copper data bus, surge protectors must be used at various interfaces to protect turbine control,
the SCADA PC, etc.
ENERCON recommends the use of optical fibre cables. This applies, in particular, if closed-loop
controls (see 3.3) are to be used and the number of turbines connected is greater than 10.
The farm’s internal bus system will also be referred to below as the ENERCON data bus.
3.2.4. How the SCADA SYSTEM communicates with the wind turbines
The SCADA SYSTEM carries out cyclic queries concerning the wind turbines’ operating and
status data. The SCADA PC (master) requests this data from the individual turbine controls
(slave) via the ENERCON data bus.
A data packet containing the values obtained over a one minute period is transmitted for each
installation. The SCADA PC creates and records the average values over 10-minute, day, week,
month and year periods, again with the respective minimum and maximum values in each case.
In doing so, reference is always made to the 1-minute mean value.
The data transmission rate within the wind farm will be between 2,400 and 28,800 bauds,
depending on the number of wind turbines connected and their configuration.
Subsequently the SCADA PC is the wind farm's central data node. All communication from the
wind farm with external points is transmitted via this node. A communication avoiding the
SCADA PC is not permitted, amongst other reasons for wind turbine security.
A permanent connection between the SCADA SYSTEM and the outside world is desirable, but is
not a requirement for secure operation. All the wind turbines continue to operate even if there is
a breakdown in communication within the wind farm itself or with external communication points.
Author/ date:
Department:
Approved / date:
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2.0 Reference:
C.Carsted 19-6-2006
EQ 21-6-2006
Product description
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10 of 25
3.2.5. How the SCADA SYSTEM communicates with ENERCON Service
Generally speaking, the SCADA SYSTEM communicates with the external points via a
telephone connection.5 In the event of a fault, the SCADA SYSTEM automatically transmits
warning or status (fault) messages to the ENERCON Service Center. Here these are
automatically assigned to service teams and saved.
Wind farm
FAULT
Externals
?!?
ENERCON
SERVICE CENTER
SCADA PC
Fax
Telecommunications network
Figure 3
ENERCON SERVICE
@
SMS
How the SCADA SYSTEM communicates with ENERCON Service
If requested, the customer can be informed of any fault messages by the ENERCON Service
Center. Generally, this information can be provided via text message (SMS), fax or e-mail.
ENERCON recommends text messages as the best method of forwarding the information to the
customer, as it is a faster and more reliable means of communication than fax or e-mail.
Fault messages are automatically generated and immediately sent to customers without
involving ENERCON Service personnel. The time between receipt of the message by the
Service Center and transmission to the customer depends on the total number of incoming
messages being processed by the Service Center. This could take a maximum of 15 minutes in
a worst case scenario, but in practice it is usually considerably less than this.
ENERCON Service must be provided with the names and contact details of the designated
message recipients.
At night, ENERCON transfers data from all of its wind turbines around the world to the Control
Center, where it is saved (telephone access required). A status message update for the past 24
hours is requested along with the operating data for the past day and month. If more than 24
hours lie between the last successful communications, the length of the periods scanned are
adapted accordingly.
At any rate, if 24 hours have passed since the last communication with the ENERCON Service
Center, a test message is sent out by the SCADA SYSTEM. This ensures that a protracted
communication fault with the externals does not go unnoticed.
5
See telephone connection specification in the SCADA PC documentation
Author/ date:
Department:
Approved / date:
Revision:
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3.2.6. SCADA SYSTEM response in the event of communication breakdowns
The wind turbine itself functions is not dependent on the SCADA SYSTEM. It can therefore
continue to provide energy even in the event of a faulty data link.
A distinction must be made between
a) Communication errors within the wind farm itself:
Each wind turbine can store up to 10 status messages. The messages are
subsequently retrieved by the SCADA PC when communication is restored. Oneminute values pertaining to operating data are not stored.
During the communication fault, the status message for the wind turbine concerned is
generated by the SCADA SYSTEM.
b)
Communication faults between the wind farm and ENERCON Service:
On the SCADA PC, all the operating data and SCADA SYSTEM messages are stored
on the PC’s hard drive. In general, this drive has sufficient capacity to store all the data
accumulated over the wind turbine’s 20-year service life. If data acquisition by the
SCADA SYSTEM also includes transmission substations, weather masts (or other), the
amount of data may increase considerably, meaning that the capacity limit will be
reached sooner.
Once 90% of the hard drive capacity is reached, the SCADA SYSTEM will issue a
warning message.
With a closed-loop control based on a setpoint for the point of common coupling, the wind
turbines' response in the event of a communication fault must be defined beforehand on a
project-by-project basis. While communication is down the solution could be:
the last “current” setpoint can be used as the default value or
a fixed value can be used as the default value.
These details should be agreed by the grid operator, the customer and ENERCON as early as
possible. It is mandatory that ENERCON Service be informed of the parameters.
3.2.7. SCADA REMOTE
ENERCON SCADA REMOTE is a software used for online monitoring, evaluation, and saving
turbine and operating data from a location outside the wind farm. The aforementioned operating
data and status messages are displayed to the customer.
Online data
The customer has the possibility of observing existing installations “online”. For this purpose, an
online connection must be established between the customer’s remote PC and the SCADA PC
(as in Figure 3)6. The display on the remote PC is updated at the same speed as the transfer
rate between the SCADA SYSTEM and the remote PC.
6
For the technical specifications (analogue, GSM modem, TCP/IP, etc.) see SCADA PC documentation
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Data analysis
SCADA REMOTE and the integrated SCADA DATABASE software package can also be used to
transmit the data accumulated on the SCADA PC for selected periods to the (e.g. customer’s)
remote PC. As a result, an exact copy of the operating data is reproduced on the remote PC,
enabling evaluation to be performed irrespective of a further online connection.
The prompted data is then stored on the Remote PC in dBASE IV format. These are then
available for any type of evaluation in e.g. dBASE, calculation table programs or other software
applications.
With the appropriate additional software ENERCON SCADA Automatic Data Request 7, data
prompts from the wind farm can be automated. Time and amount of the automatic data prompts
can be user-defined.
Effect on wind farm
If respective access permission has been granted, SCADA REMOTE can be used to take
appropriate action on operation controls, as well as to modify operating parameters. This may be
as simple as starting or stopping the wind turbine or be as complex as modifying each individual
parameter for turbine control and switching operations in the transmission substation. To ensure
that wind turbine operation remains secure, customers have only very limited access.
7
See Documentation ENERCON SCADA REMOTE
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3.3.
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Open-loop and closed-loop control with SCADA
The SCADA SYSTEM is a complex tool for implementing various open-loop or closed-loop
control functions of the wind farm. Generally, control of electrical parameters is related to the
point of common coupling. However, it may also just be a simple time dependent electrical
setpoint or even manual settings.
Wind
Setpoints
Figure 4
SCADA
Wind turbine
Actual values
(e.g. active power,
power factor...)
Structure of electrical values open-loop control with SCADA Open-loop control does not
have a feedback loop for actual values.
ENERCON's PDI can, for example, be used as an interface to SCADA to transmit
external setpoints
With the ENERCON's GDA system, the SCADA SYSTEM and the wind turbines a closed-loop
control can be established. Closed-loop control is performed in relation to the measurement
point which is usually the point of common coupling.
Wind
Setpoints
+
SCADA
Wind turbine
Actual values
(e.g. active power,
power factor...)
GDA
Figure 5
Structure of closed-loop control with typical output signal feedback. Should closed-loop
control be desired, it is always necessary to use ENERCON Grid Data Acquisition.
Again, ENERCON's PDI can, for example, be used as an interface to SCADA to transmit
external setpoints.
The control variable can, in principle, be active power (P), power factor (cosφ) or voltage (U).
Under certain conditions, combinations of the control variables are also possible. This is agreed
according to project specifics between the customer, ENERCON and the grid operator. The
accuracy and dynamics of closed-loop control will depend on the configuration of the farm, the
number of wind turbines connected, the class of instrument transformer and other factors.
Closed-loop control and its parameters are designed and set by ENERCON according to project
specifics. To ensure stable closed-loop control at the point of common coupling, close
collaboration between the customer, ENERCON and the grid operator is essential.
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It is the project developer's responsibility to check the requirements at the point of common
coupling with the grid operator in due time so that the appropriate time and costs can be taken
into consideration. Due to extensive experience with thousands of projects worldwide,
ENERCON can provide expert advice concerning this process.
3.3.1. Open-loop control systems:
3.3.1.1.
Setpoint open-loop control
The simplest way to influence a wind farm's operation is by open-loop control of the operating
parameters. “Open-loop control” (in contrast to “closed-loop control”) means that there is no
feedback of the setpoints effect. In other words, the actual value attained is not monitored and
cannot be automatically taken into account for the following control operation.
Setpoints for the maximum active power (as a percentage of rated power) and the phase angle
can be set as control parameters via the SCADA PC or SCADA REMOTE. These values apply
until new setpoints are specified.
3.3.1.2.
Table-based control
Table-based control can be used to set the maximum power of the farm and the phase angle for
anywhere up to 40 periods per week. The wind farm’s (open or closed-loop) control system
refers to these time-related setpoints.
The table values are only entered once via SCADA REMOTE or directly onto the SCADA PC.
Parameter modification is password-protected.
3.3.1.3.
Control values via interfaces
ENERCON provides interfaces which can also be used to transmit just straight control signals
e.g. from the grid operator to the wind farm's SCADA System. ENERCON’s PDI 8 is the most
commonly used interface option for ENERCON SCADA. Other interfaces are available on
request. In the following, all interface options will be referred to as ENERCON PDI.
PDI is used to allow quick and easy setpoint changes to be carried out. “Online" setpoint settings
are transmitted via ENERCON’s PDI to the wind farm. In order to do so, a permanent data link
must be available (e.g. grid operator control and communication system or similar). In contrast,
setpoint settings using fixed parameter settings in SCADA as described above, and table-based
control do not provide short-term flexibility. Furthermore, compared to ENERCON SCADA
REMOTE, data exchange via PDI in particular offers the possibility to specify new setpoints
without time delays. New setpoints can be specified not more than every 5 seconds via the PDI,
however in practice these intervals are usually longer (15 minutes, hours or longer)9.
Depending on the type of PDI, “online” signals concerning the wind farm’s operating status are
also available. This can be used for electrical grid operation purposes as well as for other
possible external data processing systems. Further on, this time-flexible transfer of setpoint and
actual value data with PDI will be referred to as “dynamic” data transfer.
The functions and types of PDI, as well as the related technical interfaces and signals available
are described in the ENERCON PDI document.
8
See separate document concerning ENERCON Process Data Interface
Setpoint updates cannot be carried out too frequently via PDI. Solely with the PDI a closed-loop control can not be established.
Closed-loop control always needs to be concerted with ENERCON according to project specifics.
9
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The appropriate setpoint setting is chosen according to project specifics.
3.3.2. Closed-loop control systems:
If actual values are available through the ENERCON GDA10, a closed-loop control of electrical
parameters can be established in relation to the measurement point. Generally, this is the point
of common coupling.
Depending on project-specific requirements, the setpoint can be either a parameterised constant
in SCADA, based on a weekly table or dynamic commands to the SCADA SYSTEM e.g. via
ENERCON PDI.
If no setpoints and/or actual values are available to the SCADA SYSTEM due to e.g. a
communication fault, the SCADA SYSTEM sends out an error code and the control variable
(active power, power factor, etc.) is limited to the default values. For this case, the default values
must be agreed previously with the grid operator.
Although actual value acquisition and setpoint interface require an additional investment, they
present the following advantages:
Closed-loop control flexibility through dynamic setpoint setting according to the specific grid
situation
Highly accurate actual values via ENERCON Grid Data Acquisition
Power factor displacement within the farm (by transformers and cables to the point of
common coupling) can be partly compensated for.
Communication faults involving individual turbines do not result in yield loss, because closedloop control is performed in relation to the measured power output.
Measured values can be recorded and evaluated at the point of common coupling.
When ample wind is available and the installed rated power is greater than the maximum
power feed limit, the power feed capacity can be used to the fullest. This increases the wind
farm’s overall yield compared to operation without actual value acquisition.
Time response of closed-loop controls using SCADA
For the purpose of closed-loop control, the actual values of the ENERCON GDA are used, built
over a period of approx. 1.5 seconds. Once the setpoints have been changed (externally via
PDI, for example), the SCADA SYSTEM generally transmits the new setpoints to the turbines
after a cycle has elapsed. This cycle time depends on the number of turbines integrated into the
SCADA SYSTEM and the nature of the farm configuration. It lies between 1 and 5 seconds.
Consequently, the time constant of closed-loop controls using the SCADA SYSTEM lies within
the range of several seconds. To ensure the rapid wind farm transmission rates, optical fibre
cables should be used for the ENERCON data bus (see 3.2.3). This response time is usually
suitable for active power or power factor closed-loop controls.
If in particular a voltage control is required at the point of common coupling, this usually requires
quicker actual value acquisition. In this case, a special version of the ENERCON GDA - the
10
See document concerning ENERCON Grid Data Acquisition
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ENERCON medium voltage acquisition - is used, which provides only voltage values, but with a
rate of approximately every 400 ms. The time constant of such SCADA-based voltage control
ranges from just under one second up to several seconds, depending on the configuration of the
wind farm. (See 3.3.4.2)
To ensure that the voltage-reactive power controls described here have the desired effect at the
point of common coupling, they are deliberately implemented within the SCADA SYSTEM as a
relatively slow type of control. This prevents the regulator on a tap-changing transformer and the
wind farm’s closed-loop control from working against each other or at excessive rates.
In exceptional cases, when this SCADA voltage control time constant is still too high and faster
control dynamics are required, ENERCON VCS 11 has to be used.
Closed-loop control accuracy using SCADA
Control accuracy depends essentially on the class of instrument transformer used together with
ENERCON GDA, as well as the project-specific maximum regulator speed limit.
11
See documentation relating to the ENERCON VCS - Voltage Control System
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3.3.3. Active power management
3.3.3.1.
Active power control
ENERCON wind turbines are designed to gain the highest possible output from the wind and to
feed it into the grid. However for grid operation reasons, wind turbines or wind farms may have
to limit their (active) power output for a certain period of time. Although this type of operation
reduces yield, affecting the project’s economics, in some cases it actually allows wind farms to
be connected to the grid at all.
Every ENERCON wind turbine can limit its power output to any percentage value ranging from
zero to rated power. Initially, this operating mode is not time-limited. Coordination between pitch
control, generator and converters ensure that the maximum required power output is not
exceeded.
Power
Prated
Time
Figure 6
The wind farm's maximum power output can, for example, be limited when the grid
operator specifies a percentage value of the rated power.
Within the wind farm all cables and transformers between each wind turbine’s terminal and the
point of common coupling are, amongst other things, active power consumers. Losses from
these elements are not constant, but depend on power transmission, temperature and other
factors.
In order to make the best use of the maximum power infeed permitted at the point of common
coupling, actual active power feed is measured by the ENERCON GDA and transmitted to
SCADA: thus regulated.
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3.3.3.2.
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Power gradient regulation
In order to ensure a stable system operation it may be necessary, that a wind farm does not
increase its active power output directly as wind speed is increasing, but rather that the increase
in active power output is subject to a limitation.
The parameters for this type of limitation can be set at the terminals of each individual turbine12.
For grid operator requirements generally only the overall wind farm power gradient at the point of
common coupling is important.
If the grid operator’s limit value is to be met only by setting power gradients at the WEC
terminals, one must always assume a “worst case" scenario, i.e. each turbine is assigned a low
max. power gradient. Since the turbines are spaced out on the farm, gusts, for example, do not
occur everywhere at the same time which means that a narrow maximum gradient setting for the
turbine would impair best use of the wind conditions.
A wind farm power gradient control for the point of common coupling is available on request.
ENERCON GDA is then installed at the point of common coupling to collect actual values.
Depending on specific project requirements ENERCON installs further hard- and software.
As for all closed-loop controls, the parameters must be agreed in close collaboration between
the customer, grid operator and ENERCON according to project specifics. It would be advisable,
for instance, to limit the 1- or 10-minute mean value of the positive active power gradient at the
point of common coupling.
The setpoint (active power gradient at the point of common coupling) can be set dynamically via
e.g. ENERCON PDI.
At any rate, with a limited power gradient the wind farm does not make the best use of the wind
conditions, as opposed to operation without any power gradient limitation or control.
12
See data sheet Grid Performance” for Power-Ramps
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3.3.4. Voltage-reactive power management
Supplying reactive power to or consuming reactive power from the grid can increase or reduce
the voltage at the point of common coupling. The amount of effect the reactive power supplied
(or consumed) by the wind farm has, depends on how "strong" the grid is. If ENERCON is
provided with grid data, this can be accurately calculated beforehand.
In addition to changes to reactive power supply, the grid voltage can also be influenced by
reducing active power feed or a combination of both. This is particularly valid in the case of weak
grids or at least for grids that are relatively "weak" at the point of common coupling. Reducing
active power feed means output reduction and would only be the second best solution (See
3.3.4.3).
The issue of whether voltage-reactive power management (power factor regulation, medium
voltage regulation etc.) is necessary at all, depends on the local grid and must be cleared with
the grid operator. The grid operator should also provide the normal actual operating voltage
value at the planned point of common coupling which lies within the tolerance range.
Generally speaking actual value acquisition is a measurement taken on the medium voltage
side. If the wind farm is connected to the grid via its own transmission substation, measurements
can also be taken on the high-voltage side. References to “medium voltage” below may
therefore be read as “high voltage”, where applicable. The costs and advantages associated
with such a high voltage measurement must be evaluated in relation to the specific project.
Setpoint settings in the SCADA SYSTEM can be carried out as follows:
• A one-time fixed value parameter setting in SCADA or
• be subject to a weekly table or
• dynamically set via e.g. ENERCON PDI
Closed-loop control for voltage-reactive power management and its parameters are designed
and set by ENERCON according to project specifics. To ensure stable closed-loop control at the
point of common coupling, close collaboration between the customer, ENERCON and the grid
operator is required.
For the response time of a voltage control please see chapter 3.3.2.
3.3.4.1.
Power factor control
Generally, grid operators define the phase angle at the point of common coupling to comply with.
ENERCON GDA is used to collect an accurate actual phase angle at this point. The setpoint is
transmitted to SCADA, which in turn sends signals to each wind turbine on the farm so that the
actual value at the point of delivery matches the setpoint as closely as possible. This allows ideal
compensation for unavoidable phase angle displacement by active and reactive power
consumption between the wind turbines' terminals and the point of common coupling.
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3.3.4.2.
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SCADA Voltage Control System (VCS)
With SCADA VCS the phase angle of all the wind turbines is controlled according to a fixed
characteristic dependent on actual voltage at the point of common coupling and adapted to the
specific grid requirements. Depending on the characteristic, the voltage at the point of delivery is
thus increased or reduced.
cos(ϕ)
cos(ϕ) = f(U)
Reactive
power import
from the grid
cos(ϕ) = constant
1,0
U<Urated
Reactive
power export
to grid
Figure 7
1,0
U>Urated
U/Urated
Vertex can be set in
SCADA SYSTEM
Example of a constant power factor (blue) compared with SCADA Voltage Control (red).
Concerning the latter, reactive power affecting voltage is neither delivered nor consumed
within a certain deadband (cosφ=1). Beyond this deadband the phase angle follows a predefined path depending on the grid voltage.
Actual voltage acquisition is carried out as described above with ENERCON’s GDA special
version: the ENERCON medium voltage acquisition. The measured voltage values are
transmitted to the SCADA SYSTEM as control feedback.
The setpoints can be set in the SCADA SYSTEM using the abovementioned fixed values or
parameterized. The characteristic must be carefully planned for each individual connection point.
For the response time of a voltage control please see chapter 3.3.2.
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with activated
control
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with activated
control
with
deactivated
control
Figure 8
Example of a wind farm with 6 MW rated power. Indicated are: medium voltage at the
point of common coupling, active power and reactive power with activated and
deactivated SCADA Voltage Control System. One can clearly see voltage and active
power dependent reactive power supply.
with activated control
with deactivated control
desired
voltage range
Figure 9
Example of a wind farm with 6 MW rated power. Indicated are: medium voltage at the
point of common coupling, active power and reactive power with activated and
deactivated SCADA Voltage Control System. This extract from Figure 8 illustrates the
SCADA controls efficiency in the range of seconds.
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3.3.4.3.
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Apparent power regulation (optimizing active power)
Apparent power regulation is a combination of power factor regulation and a reduction of active
power infeed. The exact determination of apparent power regulation and its parameter settings
depends on project specifics and must be agreed with ENERCON.
Example: According to agreements met with the grid operator, the wind farm is normally run at a
certain phase angle φsetpoint> 0. At the same time, the apparent power at the point of common
coupling is limited to Smax. The phase angle may be reduced to φ=0, if the maximum apparent
power limitation Smax is reached and an increase in active power is possible due to good wind
conditions.
Realisation with apparent power regulation:
In the partial load range, the wind farm runs at the φsetpoint phase angle. As the wind speed
increases so does the apparent power output Sactual. As the actual apparent power Sactual
approaches the maximum apparent power limit Smax, the controls reduce the phase angle φsetpoint
so that the apparent power does not exceed the limit Smax during further active power increase.
Actual value acquisition is carried out via ENERCON Grid Data Acquisition. Setpoint settings
(apparent power at the point of common coupling) in the SCADA SYSTEM can be carried out as
follows:
• A one-time fixed value parameter setting in SCADA or
• be subject to a weekly table
A wind farm with apparent power regulation, does not make the best use of the wind conditions,
when compared to operation without any apparent power regulation (less yield).
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4. Requirements
The SCADA SYSTEM is based in its main functions on the program ENERCON SCADA,
running on the SCADA PC13. This SCADA PC and the software are prerequisites for SCADA
SYSTEM operation on the wind farm.
A permanent connection between the SCADA SYSTEM and the outside world is desirable, but is
not a requirement for secure operation. All the wind turbines continue to operate, even if there is
a breakdown in communication within the wind farm itself or with external points of
communication.
When it comes to the desired performance of the wind farm’s open-loop/closed-loop control
system in case of faults in the communication, the individual closed-loop (or open-loop) control
default values must be considered separately (see also 3.2.6).
5. Maintenance requirements
Maintenance measures required for the various hardware and software components of the
SCADA SYSTEM are stipulated in the respective components’ documentation.
6. ENERCON SCADA SYSTEM in the ENERCON PARTNER KONZEPT (EPK)
Whether and how the ENERCON SCADA SYSTEM is covered by the ENERCON PARTNER
KONZEPT is agreed on a project-by-project basis.
7. Standard scope of supply
ENERCON SCADA (Software on SCADA PC in wind farm) and ENERCON SCADA Remote on
a suitable customer PC, as well as a licence for both programs and hardware protection (dongle)
are all included in the standard scope of supply for a wind farm project with ENERCON wind
turbines.
8. Miscellaneous
Shutdown or curtailed operation of individual wind turbines, e.g. due to project-specific
stipulations regarding noise emissions or shadow casting, are not executed via the SCADA
SYSTEM, but are directly programmed in the turbine’s control system. The advantage of this is
compliance with emission limits even in the event of communication faults within the SCADA
SYSTEM.
13
See separate SCADA PC documentation
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9. Technical specifications
9.1.
Functional specifications
See the following page for a list of ENERCON primary status messages.
9.2.
Hardware specifications
No hardware information is provided here in connection with the SCADA SYSTEM. Please
see the documentation relating to individual components, as listed in chapter 2.2.
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List of ENERCON main status messages
Example of main status messages for the E-70/E4 and E-82 wind turbines
(EPROM identification I/O Control Cabinet Version 1.45)
The status messages listed are structured as "main status : additional status"
Additional status messages are not listed due to the volume of information:
A complete status list can be obtained through ENERCON Service Center on request.
0
1
2
3
4
5
7
8
9
10
11
12
14
15
16
17
20
21
22
25
29
30
31
40
41
42
43
44
45
46
47
48
49
55
60
Turbine in operation
Turbine stopped
Lack of wind
Storm
Shadow shutdown
Blade defroster
Unauthorized access
Maintenance
Generator heating
EMERGENCY STOP actuated
Rotor brake activated manual
Rotor lock
Formation of ice
Turbine moist
Overspeed switch test
Test safety system
Wind measurement fault
Cable twisted
Yaw control fault
Faulty yaw inverter
Anemometer interface
Vibration sensor
Tower oscillation
Rotor overspeed
Rotor overspeed switch
Pitch control error
Main security circuit fault
Fault emergency stop capacitor
Capacitor charging error
Fault capacitor test
Fault security system
Speed sensor error
Fault blade load control
Blade heating faulty
Mains failure
Example
61
62
64
65
66
67
69
70
72
73
76
80
90
91
95
96
112
122
150
152
153
155
158
202
204
206
207
220
221
222
223
228
229
240
300
Mains breakdown
Feeding fault
Overcurrent inverter
Overcurrent inverter
Fault rectifier
Overtemperature
Acoustic sensor
Generator overtemperature
Air gap monitoring
Torque monitoring
Bearing temperature
Excitation error
Protective circuit breaker tripped
Semiconductor fuse blown
Error temperature measurement
Error temperature measurement inverter
Smoke detector
Fault transformer
Initialize EEPROM!!
Program incompatible!!
No turbine ID
Wrong bootblock address
Serial number
Inverter bus error
Inverter bus error all inverters
No data from power control
Fault inverter control
Processor reset
Watchdog reset
Turbine reset
Software Update
Time out warn message
Too many warnings
Remote control PC
Turbine control bus error (Bus-Off)
302
303
304
305
306
307
310
315
318
319
320
402
403
404
405
411
412
413
414
415
421
422
423
424
425
426
427
428
429
432
433
434
435
438
441
Data bus error blade
Data bus error blade control (CAN3)
Data bus error (Timeout)
No data from I/O-Board control cabinet
No data from
Timeout angle encoder
Unknown node-ID
Invalid Index
Error CAN1-Interrupt
Error CAN2-Interrupt
Malfunction IIC-bus
Error +12V processor
Error -12V processor
Error +15V processor
Error -15V processor
Error +4V ref. processor
Error -5V ref. processor
Error -10V ref. processor
Error +5V sensoric
Error +12V sensoric
Error -12V sensoric
Error +15V sensoric
Error -15V sensoric
Error +20V sensoric
Error -20V sensoric
Error +12V relay
Error supply hardware
Error +5V sensoric
Error -5V sensoric
Error +10V sensoric
Error -10V sensoric
Error supply IGBT-driver
Error pos. supply current measure
Status message 20:52 means
“Wind measurement fault : No signal from anemometer”
Some sub-states indicate the header "W". These are warning messages which do not
necessarily lead to turbine shutdown. Depending on the type of warning message this may
remain for a certain number of days. If Service does not intervene, the turbine would then shut
down.
The main status messages of other ENERCON wind turbines are similar to those described
above. However ENERCON wind turbines differ from each other for example by the number of
inverters used and thus by the number of main status messages as well.
Author/ date:
Department:
Approved / date:
Revision:
WB / 24-05-2006
2.0 Reference:
C.Carsted 19-6-2006
EQ 21-6-2006
Curva de potencia E-70
(dependiente de la densidad del aire)
dens. d. aire standard ρ = 1,225 kg/m³
Curva de potencia P Coef. de potencia cp
ρ = 1,225 kg/m³
ρ = 1,225 kg/m³
[kW]
[-]
0,0
0,00
2,0
0,10
18,0
0,27
56,0
0,36
127,0
0,42
240,0
0,46
400,0
0,48
626,0
0,50
892,0
0,50
1.223,0
0,50
1.590,0
0,49
1.900,0
0,45
2.080,0
0,39
2.230,0
0,34
2.300,0
0,28
2.310,0
0,23
2.310,0
0,19
2.310,0
0,16
2.310,0
0,14
2.310,0
0,12
2.310,0
0,10
2.310,0
0,09
2.310,0
0,08
2.310,0
0,07
2.310,0
0,06
viento
[m/s]
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
dens. d. aire modificada ρ = 1,225 kg/m³
Curva de potencia P Coef. de potencia cp
ρ = 1,225 kg/m³
ρ = 1,225 kg/m³
[kW]
[-]
0,0
0,00
2,0
0,10
18,0
0,27
56,0
0,36
127,0
0,42
240,0
0,46
400,0
0,48
626,0
0,50
892,0
0,50
1.223,0
0,50
1.590,0
0,49
1.900,0
0,45
2.080,0
0,39
2.230,0
0,34
2.300,0
0,28
2.310,0
0,23
2.310,0
0,19
2.310,0
0,16
2.310,0
0,14
2.310,0
0,12
2.310,0
0,10
2.310,0
0,09
2.310,0
0,08
2.310,0
0,07
2.310,0
0,06
Curvas E-70 con densidad del aire standard
2.400
2.200
Potencia P [kW]
2.000
1.800
0,40
1.600
1.400
0,30
1.200
1.000
0,20
800
600
0,10
400
Coeficiente de potencia cp [ - ]
0,50
200
0
0,00
0
5
10
15
20
25
Velocidad del viento v en altura de buje [m/s]
Curva de potencia P ρ = 1,225 kg/m³
Curva de potencia P ρ = 1,225 kg/m³
Coef. de potencia cp ρ = 1,225 kg/m³
Coef. de potencia cp ρ = 1,225 kg/m³
Curva de Potencia E70 2,3 MW calculada Rev 1_2
Rev.: 1.2
Impresión: 16.07.2007
GmbH
Gewichte und Abmessungen
Weights and Dimensions
Dreekamp 5
26605 Aurich
E-70 E4/S/63/3F/01
ENERCON
Seite/Page
1 von/of 1
GuA_E70.E4.S.63.3F.0
1.rev.01.doc
99,50m
Windrichtung
wind direction
Gesamthöhe ab Gelände
Total height from territory
Nabenhöhe ab Gelände
Hub height above ground
Turmlänge ab Fundamentoberkante
Tower height above upper foundation edge
64,00m
99,50 m
64,00 m
62,85 m
Stahlturm /
steel tower
Bauart / Design
Sektion 1
Windzone WZ (DIBt)
1
WTGS Class (IEC / NVN)
IEC / NVN I A
3 + Fundamentsektion /
3 + foundation section
Anzahl der Sektionen / Number of sections
Doben
diamtop
Dunten
diambottom
Gewicht
weight
m
m
m
to
25,95
2,00 /
3
2,186
2,79
39
21,20
2,79
3,56
49
14,95
3,56
4,20
53
2,00
4,20
4,32 /
3
4,642
12
Länge
length
Sektion 2
Sektion 1 /
section 1
Sektion 2 /
section 2
Sektion 3 /
section 3
Sektion 3
Fundamentsektion /
foundation section
GOK
Gesamtgewicht Turm / total weight tower
FS
!
1
ca. 153
Typenprüfung vorhanden /Certification Report available
2
Typenprüfung in Arbeit/ Certification report in process
3
Flanschaußendurchmesser / outside flange diameter
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Approved (Signature/Date): M. Kraft / 06.09.2004
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Curva de potencia de los
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En los útlimos años y gracias a la amplia experiencia adquirida con miles de
aerogeneradores repartidos por diversos puntos del mundo, se ha demostrado que los
estándares vigentes (en la actualidad IEC 61400-12 y Measnet) en cuanto a la medida de la
curva de potencia de los aerogeneradores son deficientes en su propósito de medir,
certificar y verificar dicha curva de potencia.
Esto se debe entre otros motivos a que los estándares vigentes no han considerado o no
son claros en lo referente a los siguientes aspectos:
1. Cada tipo de anemómetro recoge diferentes datos de velocidad de viento, dando
como resultado distintas curvas de potencia. Los documentos incluidos a
continuación muestran los resultados de las mediciones llevadas a cabo durante un
mismo intervalo de tiempo y en el mismo aerogenerador E-40/6.44 pero utilizando
anemómetros diferentes. Con las mediciones del anemómetro Thies se alcanza un valor
máximo Cp de 0,47 mientras que con las del anemómetro Vector la cifra alcanza una
máxima de 0,57 (certificados originales disponibles)
Cp máx. = 0,47
AnemómetroThies
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Traducción inglés-español de Ainhoa Robles ref. T03-022
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Cp máx. = 0,57
Anemómetro
Vector
Al calcular la producción de energía con cada una de las curvas de potencia resultantes
se observa una diferencia de producción de energía de entre un 4,5% y un 9% mayor
con la curva Vector (según la velocidad anual de viento en el emplazamiento concreto)
a pesar de tratarse del mismo aerogenerador.
Esto constata la necesidad de tener en cuenta el tipo de anemómetro usado al comparar
las curvas de potencia o al predecir rendimientos energéticos por medio de medidas de
viento. Los estándares han sido modificados recientemente y ahora aceptan sólo el
anemómetro Vector/Riso. Sin embargo en el mercado aún se encuentran curvas de
potencia medidas con todo tipo de anemómetros (ateniéndose a los estándares
anteriores).
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2. La curva del aerogenerador está directamente relacionada con las turbulencias del
emplazamiento concreto. El gráfico de la medición llevada a cabo con el
aerogenerador ENERCON E-30 lo ilustra claramente (DEWI, 1996 – certificados
originales disponibles)
Las mediciones se tomaron durante el mismo intervalo de tiempo, en la misma turbina y
con el mismo tipo de anemómetro. Los datos de la medición se corresponden con las
dos siguientes clases de turbulencias: 10% < ti < 14% and ti > 14%.
*3)
*2)
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Al calcular la producción de energía con cada una de las curvas de potencia, se observa
una diferencia en la producción de energía de un 2% (según la velocidad anual de viento
en el emplazamiento concreto) tratándose del mismo aerogenerador.
Lo mismo sucede con el E-66/18.70 (DEWI, 2001). Seguimos hablando del mismo
espacio de tiempo, mismo aerogenerador y mismo anemómetro para turbulencias por
encima y por debajo del 10,8% (documentos originales DEWI disponibles).
ENERCON E-66 / 18.70
Evaluation of power curve measurement for one and the same turbine and
the same measurement period but two different turbulence classes
< 10,8% und > 10,8% (DEWI, August 2001)
0,5
2000
1800
0,4
Power output [kW]
1600
1400
0,3 Cp
1200
0,2
1000
800
P1 (Turbulence class0,1
< 10,8%)
600
P2 (Turbulence class0> 10,8%)
400
cp1 (Turbulence class < 10,8%)
-0,1
200
cp2 (Turbulence class > 10,8%)
-0,2
0
0 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19
wind speed hub height [m/s]
De nuevo se observa que al calcular la producción de energía con ambas curvas de
potencia, la producción de energía varía en torno al 5% (según la velocidad anual de
viento en el emplazamiento concreto) y sigue tratándose del mismo aerogenerador.
Los estándares vigentes no se ocupan de la relación entre las curvas de potencia y la
intensidad de las turbulencias. Tampoco consideran las ráfagas de viento que varían
según el emplazamiento.
Lo ideal sería medir la familia de curvas de potencia y certificarla, definiendo una curva
para cada tipo de turbulencia y ráfaga de viento.
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3. Las medidas de las curvas de potencia, suelen alcanzar máximos en torno a los
20m/s (con medias de 10 min.), ya que es casi imposible encontrar emplazamientos en
los que se superen los 25 m/s en medias de 10 min. Además, la velocidad de viento de
corte de algunos aerogeneradores está muy por debajo de los 25 m/s y se produce una
gran histéresis hasta conectar nuevamente. Sin embargo, los estándares vigentes no lo
tienen en consideración y permiten incluir en los certificados una curva que aumenta de
forma lineal hasta los 25 m/s en los cálculos de producción de energía. Pero la realidad
es distinta. Normalmente los aerogeneradores cuentan con un procedimeitno de parada
que corta las curvas de potencia mucho antes (este aspecto se explica de forma más
detallada en las descripciones del sistema de control ENERCON). Como resultado, los
cálculos elaborados con esta curva de potencia sobreestiman la realidad. Ésto no
sucede con el sistema de control ENERCON.
Esto significa que las curvas de potencia de un mismo modelo de aerogenerador
medidas en distintos emplazamientos con diferentes equipos de medición serán, sin
duda, distintas y que se debe por tanto tener especial cuidado al comparar curvas de
potencia de diferentes modelos de aerogeneradores.
Teniendo todo lo anterior presente y consciente del proceso de homologación de los
estándares, ENERCON ofrece una garantía de producción de acuerdo al siguiente
procedimiento:
Curva de potencia de los aerogeneradores ENERCON
El factor económico decisivo de un parque eólico, aparte del viento en el emplazamiento, no
radica en el cumplimiento al detalle de la curva de potencia certificada sino en la cifra de
producción anual real de energía calculada con dicha curva de potencia. Por tanto se ha de
disponer de una curva de potencia fiable con la que calcular la producción y de una garantía
de producción del parque al utilizar dicha curva de potencia.
La curva de potencia de los aerogeneradores ENERCON se define en base a:
•
Las mediciones de curvas de potencia para el modelo de aerogenerador en cuestión
medidas por organismos oficiales y documentadas con sus respectivos certificados o en
base a
Cálculos y experiencia con otros modelos en caso de que aún no se hayan comenzado
o finalizado las mediciones.
•
Una intensidad de turbulencias media del 12%
•
Una densidad estándard del aire de 1,225 kg/m3
•
Supuestos realistas del comportamiento del anemómetro.
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•
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Operación del aerogenerador por medio del sistema de control patentado por
ENERCON que permite un funcionamiento del aerogenerador sin corte por fuertes
vientos. En consecuencia, la prolongación de la curva de potencia ENERCON a 25 m/s
está justificada, ya que sus aerogeneradores operan a plena potencia alcanzando los 25
m/s (medidas de 10 min). Véase la documentación relacionada con el sistema de control
ENERCON.
Partiendo de esta base, se pueden garantizar al 100% las curvas de potencia y por
tanto su utilización en el cálculo de la producción de energía. Es decir, todo cálculo
de producción de energía realizado con dichas curvas de potencia está a su vez 100%
garantizado (siempre en relación directa con la velocidad de viento en el
emplazamiento concreto)
Además, el sistema de control ENERCON dará producciones extra en emplazamientos con
medias anuales de velocidad de viento muy altas, donde se alcanzan velocidades que
superan los 25 m/s:
Producción extra en
Meida anual de viento en la porcentaje de producción
altura de buje
anual calculada con la
curva de potencia
garantizada
8 m/s
9 m/s
10 m/s
11 m/s
Version 1.0
1%
1,5 %
2%
2,5 %
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Los aerogeneradores ENERCON pueden operar bajo el llamado “modo de control de ráfagas de
viento”, que permite el funcionamiento de la turbina en condiciones de mucho viento sin que tengan
lugar procedimientos de parada y arranque, que provocan normalmente una pérdida considerable
de producción energética.
1. Funcionamiento normal
De forma esquemática, la curva de potencia de un aerogenerador muestra la siguiente tendencia:
Potencia
Pr
Velocidad de viento
v1
v2
v4
v3
En v1, conocida como velocidad de inicio, el aerogenerador comienza a girar y genera energía
conforme a la curva de potencia normal. La forma de la curva entre v1 y v2 depende en gran medida
de la intensidad de turbulencia (consulte la descripción de curvas de potencia facilitada en
documento correspondiente). A partir de v2 (punto todavía muy vinculado a la intensidad de
turbulencia), el aerogenerador funciona con una potencia nominal.
Durante el funcionamiento normal, existe lo que se llama la velocidad de parada v3 con la que la
turbina se detendría siguiendo un proceso similar al siguiente:
-
La turbina se detiene cuando se sobrepasa una determinada velocidad media máxima del
viento. Para los aerogeneradores ENERCON con el modo de control de ráfagas de viento
desactivado, ésta es de 25 m/s en un promedio de 20 segundos. Su funcionamiento no se
iniciará de nuevo hasta que la velocidad media real del viento sea inferior a la de parada o
incluso más baja que la velocidad de “reactivación" del viento v4 (histéresis de altos vientos).
Cuando se producen vientos racheados, se tarda cierto tiempo hasta que la velocidad media del
viento descienda por debajo de ese nivel. Por tanto, se desperdicia una gran cantidad de
energía con la turbina parada.
-
La turbina también se detiene si la velocidad momentánea de las ráfagas de viento (p. ej.
durante 3 segundos) supera un nivel máximo y no se vuelve a activar hasta que la velocidad del
viento se reduce por debajo de un valor inferior.
Con todos los tiempos de espera, inicio y parada, se pierde mucha energía. Por tanto, hay que tener
en cuenta que se produce una pérdida considerable de energía en cierto número de casos en los
que la velocidad media del viento es alta. Este hecho no se refleja en el cálculo de producción de
energía en el que se emplea una curva de potencia ampliada de hasta 25 m/s, ya que no es
representativa del del funcionamiento normal real de la turbina.
Versión 2.0
Marzo 2003
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El motivo son las ráfagas de viento: con una velocidad media del viento de 25 m/s durante 10 min,
suele haber muchos casos de períodos de 20 segundos con una velocidad media de 25 m/s o
también puede haber ráfagas de viento cuya velocidad sea superior a la de parada, con lo que la
turbina se detiene bastantes veces. Esto también puede pasar con medias de 24, 23 e incluso de 20
m/s.
El proceso completo de detención y arranque suele tardar varios minutos, durante los cuales no se
genera energía. El resultado puede ser una pérdida del 1 % de la producción energética anual en un
solo día de tormenta. Así es como ocurre en la práctica. Hasta ahora un aerogenerador funcionando
en condiciones ideales a potencia nominal sin parar ante una velocidad media de 25 m/s era sólo
teoría.
Esta pérdida de producción energética provocada por velocidad alta de viento ha sido una de las
razones por las que ENERCON ha desarrollado y patentado lo que se conoce como el modo
operativo de control de ráfagas de viento.
2. Control de ráfagas de viento ENERCON
Los aerogeneradores ENERCON se rigen por una filosofía distinta cuando se registran vientos
fuertes. Las turbinas vienen provistas del llamado software de regulación de control de ráfagas
que evita las paradas en condiciones de vientos fuertes.
En vez de funcionar a partir de ciertos parámetros de parada como los mencionados anteriormente,
cuando se producen fuertes vientos, las palas giran su posición en cierta medida para reducir la
velocidad rotativa y, por consiguiente, la salida de potencia del equipo sin que éste tenga que
detenerse por completo. Cuando amainan las ráfagas, las palas vuelven a su posición anterior y la
turbina retoma la velocidad máxima inmediatamente sin que se haya originado un proceso de
parada-arranque, con la pérdida de tiempo que ello implica.
De forma esquemática, las curvas de potencia para los aerogeneradores ENERCON, con el modo
de control de ráfagas de viento activado, muestran las siguientes características:
Potencia
Pr
v1
v2
Vráfagas
v0
Velocidad
viento
A partir de una cierta velocidad media del viento (vráfagas), la producción de energía va disminuyendo
poco a poco hasta llegar a cero (en v0) sin llegar a detenerse. La velocidad de rotación mínima es
de unas 6 rpm. y no hay desconexión de la red. Durante las ráfagas de viento, la potencia de la
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turbina se mueve por la curva hacia un lado y otro, sin paradas y retoma la potencia nominal en
cuanto el viento lo permite.
Con el sistema de control de ráfagas de viento patentado por ENERCON, la potencia se reduce
cuando los vientos oscilan entre 28 y 34 m/s. De esta manera la turbina puede funcionar, en la
mayoría de los casos, con una potencia nominal de hasta 25 m/s (para promedios de 10 minutos).
En este modo, no es necesario realizar una deducción por histéresis de vientos fuertes cuando se
calcula la producción energética con la curva de potencia ampliada de hasta 25 m/s.
Además, el sistema de control de ráfagas de viento ENERCON permite una producción superior en
aquellos emplazamientos con velocidades medias anuales muy altas y cuya distribución del viento
presente algunas horas con vientos por encima de los 25 m/s:
velocidad media anual del
viento a altura de buje
8 m/s
9 m/s
10 m/s
11 m/s
producción adicional como
porcentaje de la
producción anual calculada
con la curva de potencia
garantizada
1%
1,5 %
2%
2,5 %
La evaluación del diseño de los aerogeneradores ENERCON incluye los espectros de carga para
este modo de control de ráfagas de viento. Dado que no hay procesos de parada y arranque
frecuentes, ni procesos de frenado, con condiciones de viento fuerte acompañado de picos de
carga, la carga de la turbina resulta más moderada.
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Design Basis E-70 E4
All ENERCON wind energy converters are designed and certified according to the latest
international standards. Currently the basis for design are the internationally acknowledged
IEC standards of the IEC-61400 series.
This implies several assumptions and conditions that are used to define the load cases which
the wind turbine has to survive. In the following, the main design conditions are listed. For
details it is hereby referred to the original IEC standards.
The safety system of the ENERCON wind turbines features various control sensors that
protect the turbine and its components from damage. This includes - among other things - high
and low temperatures, vibrations and oscillations, strain etc. In the case that one or more of
these sensors detect conditions outside the design limits, the main control of the turbine will
take the appropriate measures which range from small power limitations to complete stop of
the turbine.
In case it is planned to install the turbines in complex terrain (included but not limited to steep
hills, mountains, ridges, sites at more than 1000m above sea level, etc.), it is highly
recommended to consult with ENERCON at an early stage of the project in order to carry out a
detailed assessment of the site.
For sites with environmental conditions outside of the design conditions, ENERCON
cannot be held responsible for any defects, including but not limited to damages and/or
loss of energy yield.
IEC Design conditions: Wind classes
Wind turbine classes are defined in terms of wind speed and turbulence parameters. In case
of the standard wind turbine classes, the mean value of the wind speed over a time period of
10 min is assumed to be Rayleigh distributed for the purposes of design load calculations.
The E-70 E4 (turbine and 63m wind class I steel tower) is designed for sites with IEC class IA
wind characteristics:
1. Extreme wind speed (3 sec-average) in hub height
vE = 70.0 m/s
2. Extreme wind speed (10-min average) in hub height
v = 50.0 m/s
3. Annual average wind speed and turbulence intensity
The operational loads of wind energy converters depend on the combination of annual
average wind speed and average turbulence intensity at the site. The E-70 E4 has been
designed for
vm = 10 m/s
(annual average wind speed in hub height)
with constant turbulence intensity of 18% at v = 15 m/s
(according to IEC turbulence class A)
Author / date:
Department:
Approved / date:
Revision / date:
ENERCON reserves the right to technical modifications
MK / 20.09.05
WRD Translator / date:
- Revisor / date:
WRD-04-Design Basis E-70-Rev2_1-eng-eng.doc
2.1 / 24.03.06 Reference:
Page
2 of 4
For IEC wind class II sites, other towers are available (57m, 63m, 69m, 84m, 97m, 98m,
112m) which are designed and certified according to IEC class IIA with the following wind
characteristics:
1. Extreme wind speed (3 sec-average) in hub height
vE = 59.5 m/s
2. Extreme wind speed (10-min average) in hub height
v = 42.5 m/s
3. Annual average wind speed and turbulence intensity
vm = 8,5 m/s
(annual average wind speed in hub height)
with constant turbulence intensity of 18% at v = 15 m/s
(according to IEC turbulence class A)
For the load calculations the following has been assumed:
•
safety factor on the loads of SF = 1.35 (normal and extreme loads)
•
inclination of mean flow with respect to the horizontal plane of up to 8°
(invariant with height)
•
symmetrical icing on all blades (see below)
IEC Design conditions: Other environmental conditions
According to IEC among others the following environmental conditions are taken into account
for the design of the wind turbines:
•
normal system operation ambient
temperature range of
–10°C to +40°C
•
extreme temperature range of
–20°C to +50°C
•
relative humidity of up to
•
atmospheric content equivalent to that of a
•
solar radiation intensity of
1000 W/m2
•
air density of
1.225 kg/m3
95%
non-polluted inland atmosphere
Other Design conditions
In order to protect the wind turbine from damages, it will operate according to the following
scheme, not taking into account power losses due to changes of aerodynamic behavior when
icing occurs on the blades:
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T = ambient temperature
T > -15°C
-15°C > T > -25°C
T < -25°C
normal operation
operation with maximum 25% rated power
operation with maximum 5% rated power
The turbine will continue to operate with maximum 5% rated power in order to keep the
rotating components moving and the turbine at a moderate temperature level.
Given this operational characteristics, the survival temperature for a standard E-70 is – 40°C.
According to the GL standard a cold climate site which will call for special requirements for the
wind turbines is defined as follows:
Minimum temperatures of below -20°C have been observed during long term measurements
(preferably ten years or more) on an average of more than nine days a year. The nine-day
criteria is fulfilled, if the temperature at the site remains below -20°C for one hour or more on
the respective days.
For sites with lower extreme temperatures, different materials will have to be used for various
turbine components including but not limited to lubrication and steel material.
Icing on the blades:
The IEC standard requires that symmetrical icing (i.e. the same amount on each blade) has to
be taken into account, but does not say how. Therefore ENERCON is calculating the ice loads
as described in the GL standard:
The ice accumulates on the leading edge of the blades. There is zero ice at the blade root, the
ice thickness increases linearly up to a value of µ at the middle of the blade and then remains
constant up to the blade tip.
Unsymmetrical icing (different ice mass on the three blades) does not have to be taken into
account, because the ENERCON turbines have a sensor for imbalance that will prevent the
turbine from operation with unsymmetrical ice (imbalance of the rotor).
Wind farm layout (Micrositing)
Loading of wind turbines in a wind farm is determined by the above mentioned external wind
conditions and additionally by the influence of neighboring wind turbines (so-called “wake
effects”). Behind the turbines the incoming wind speed is being reduced, while the turbulence
is increased. The effects of this on the operating loads have been assessed in so-called wake
expertises and the allowed minimum distances of the turbines are defined accordingly,
depending on the annual average wind speed and turbulence intensity at the site. These
expertises are available on request.
In general ENERCON wind turbines can be placed in distances of 5 rotor diameters in
prevailing wind direction and in distances of down to 3 rotor diameters in directions of less
distinct wind without further calculations.
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If smaller distances are planned, ENERCON has to approve the park layout. If this
approval is not given or not being asked for, ENERCON cannot be held responsible for
any defects, including but not limited to damages and/or loss of energy yield.
Smaller distances can be allowed if the site and layout conditions comply with the data
mentioned in the wake expertises. If for any reason the conditions do not fit, there is the option
to carry out a site specific calculation at the expense of the customer. In this case please
contact your ENERCON sales representative at an early stage of the project.
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